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ECUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ELECTRÓNICA Y TELECOMUNICACIONES

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NORMAS TÉCNICAS PARA IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA: RECOPILACIÓN Y ANÁLISIS DE SU

APLICABILIDAD AL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO

ELIANA ANDREA CAMARGO LIZARAZO DIEGO FERNANDO ROMÁN DUEÑAS

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERIAS FÍSICO MECÁNICAS

ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ELECTRÓNICA Y TELECOMUNICACIONES

BUCARAMANGA 2009


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NORMAS TÉCNICAS PARA IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA: RECOPILACIÓN Y ANÁLISIS DE SU

APLICABILIDAD AL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO

ELIANA ANDREA CAMARGO LIZARAZO DIEGO FERNANDO ROMÁN DUEÑAS

TESIS DE GRADO EN LA MODALIDAD INVESTIGACIÓN PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIEROS ELECTRICISTAS

INGENIERO ELECTRICISTA PH D. GERARDO LATORRE BAYONA

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE FÍSICO MECÁNICAS

ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ELECTRÓNICA Y TELECOMUNICACIONES

BUCARAMANGA 2009


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AGRADECIMIENTOS Y DEDICATORIA

Dedico esta meta alcanzada especialmente a Dios y a mis padres, que con su

apoyo y amor estuvieron a mi lado en los buenos y malos momentos, ellos son

mis guías y siempre me ayudan a alcanzar mis sueños. Agradezco a mis

profesores, mi familia y a mis amigos el logro de este triunfo.

ELIANA ANDREA CAMARGO LIZARAZO

Este proyecto está dedicado enteramente a mi madre, quien con su esfuerzo y

sacrificio ha contribuido en este triunfo que hoy nos enorgullece a ambos y que

marca el inicio de esta nueva carrera de vida que emprendo hoy. Sin tu ayuda

no hubiese sido posible. Gracias.

DIEGO FERNANDO ROMÁN DUEÑAS


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TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1

2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ......................................................................... 2

2.1. OBJETIVOS ...................................................................................................... 2

2.1.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................................. 2

2.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ..................................................................... 2

2.2. PLANTEAMIENTO .......................................................................................... 3

2.3. JUSTIFICACIÓN .............................................................................................. 4

2.4. ALCANCE ......................................................................................................... 7

3. RESUMEN DE LAS NORMAS TÉCNICAS SOBRE GENERACIÓN

DISTRIBUIDA ................................................................................................................. 8

3.1. NORMAS IEEE. ................................................................................................ 8

3.1.1. IEEE 1547TM, Estándar para la interconexión de recursos distribuidos

con sistemas eléctricos de potencia. ......................................................................... 8

3.1.2. IEEE 1547.1 TM, Normas de Procedimientos de Prueba de Cumplimiento

para el Equipo que Interconecta los Recursos Distribuidos con Sistemas de

Potencia Eléctrica. .................................................................................................. 21

3.1.3. IEEE 1547.3 TM, Guía IEEE para monitoreo, cambio de información, y

control de recursos distribuidos interconectados con sistemas eléctricos de

potencia. .................................................................................................................. 28

3.1.4. IEEE Std 929-2000, Práctica IEEE recomendada para la interconexión

eléctrica de sistemas fotovoltaicos. ........................................................................ 31

3.2. NORMA CHILENA ........................................................................................ 35

3.2.1. Norma técnica sobre conexión y operación de pequeños medios de

generación distribuidos en instalaciones de media tensión. ................................... 35

3.3. NORMA ESPAÑOLA ..................................................................................... 46

3.3.1. Real decreto 1663/2000, de 29 de Septiembre sobre conexión de

instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. ............................................... 46

3.3.2. Reglamento electrotécnico para baja tensión, Instalaciones generadoras de

baja tensión ITC-BT-40. ......................................................................................... 53


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3.4. NORMA IEC ................................................................................................... 58

3.4.1. IEC 61727. Sistemas fotovoltaicos – Características de la interconexión en

el punto común de conexión (PCC). ....................................................................... 58

4. CUADRO COMPARATIVO ENTRE LAS NORMAS ESTUDIADAS .............. 64

5. EJEMPLOS ESTUDIADOS SOBRE GENERACIÓN DISTRIBUIDA ............... 89

5.1. PARQUE EÓLICO DE MIDDELGRUNDEN (DINAMARCA) ................... 89

5.2. PANELES FOTOVOLTAICOS EN CASTILLA Y LEÓN (ESPAÑA) ........ 92

5.3. CENTRAL FOTOVOLTÁICA TOLEDO PV (ESPAÑA) ............................. 94

5.4. PLANTA LÁCTEA COVAP (CÓRDOBA -ESPAÑA) ................................. 96

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 98

7. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................. 107

LISTA DE TABLAS

Tabla 1 . Respuesta a voltajes anormales en sistemas interconectados ......... 11

Tabla 2. Respuesta a frecuencias anormales en sistemas interconectados .... 12

Tabla 3. Distorsión máxima de armónicos de corriente en porcentaje de

corriente ........................................................................................................... 14

Tabla 4. Secuencia para realizar el diseño del test .......................................... 14

Tabla 5. Límites de los parámetros de sincronización para interconexión

síncrona a un EPS, o un EPS local energizado a un área EPS ....................... 16

Tabla 6. Máxima Distorsión de armónicos de voltaje en porcentaje de voltaje

nominal para máquinas síncronas .................................................................... 18

Tabla 7. Clases de instalaciones de DR ........................................................... 30

Tabla 8. Límites de distorsión recomendados en IEEE Std 519-1992 para

conversores de seis pulsos .............................................................................. 32

Tabla 9. Respuesta a voltajes anormales ....................................................... 33

Tabla 10. Rangos de Tensión de fase. ............................................................ 42

Tabla 11. Rangos de frecuencia. ..................................................................... 43

Tabla 12. Limites de distorsión de corriente .................................................... 60


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Tabla 13. Respuesta a voltajes anormales ..................................................... 62

Tabla 14. Evolución en la Comunidad Autónoma de Castilla y León. ............. 93

Tabla 15. Evolución en Castilla y León de la energía solar fotovoltaica. ......... 93

Tabla 16. Energía Solar Térmica (Superficie instalada anualmente, en m2) .. 94

Tabla 17. Energía Solar Fotovoltaica (Potencia instalada anualmente, en kWp)

......................................................................................................................... 94

Tabla 18. Valores límites de exposición a campos electromagnéticos. ......... 109

Tabla 19. Respuesta a voltajes anormales ................................................... 110

LISTA DE FIGURAS Figura 1. Parque Middelgrunden ...................................................................... 90

Figura 2. Producción en el año 2001 ................................................................ 91

Figura 3. Producción en el año 2003 ................................................................ 91

Figura 4. Diagrama sistema de la central Toledo PV ....................................... 95

Figura 5. Fluctuaciones de tensión máximas permisibles. ............................. 111

Figura 6. Relación entre los términos de interconexión. ................................. 124

Figura 7. Esquema de la interconexión .......................................................... 125

LISTA DE ANEXOS

ANEXO A. ARTÍCULO 15.2 REQUISITOS GENERALES DE LAS PUESTAS A

TIERRA (RETIE). ........................................................................................... 108

ANEXO B. VALORES DE CAMPO ELECTROMAGNÉTICO ......................... 109

ANEXO C. NORMA ANSI C84.1-1995 ........................................................... 109

ANEXO D. NORMA IEEE Std 519-1992. ....................................................... 111

ANEXO E. CUADRO COMPARATIVO PRUEBAS ........................................ 111

ANEXO F. GLOSARIO Y SIGLAS .................................................................. 124


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TITULO: NORMAS TÉCNICAS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE GENERACIÓN

DISTRIBUIDA: RECOPILACIÓN Y ANÁLISIS DE SU IMPLEMENTACIÓN AL SECTOR

ELÉCTRICO COLOMBIANO.*

AUTORES: ELIANA ANDREA CAMARGO LIZARAZO DIEGO FERNANDO ROMÁN DUEÑAS** PALABRAS CLAVES: Generación distribuida, interconexión, inversor, norma técnica, punto común de conexión, recursos distribuidos, sistemas fotovoltáicos. CONTENIDO: Este proyecto recopila algunas de las más importantes normas técnicas internacionales que tratan sobre interconexión de recursos distribuidos a la red. Así mismo, son comparadas con normas técnicas colombianas como son el Código Eléctrico Colombiano y el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas, estableciendo un punto de referencia para que organismos normativos nacionales tengan en cuenta en un futuro esta información cuando se decida crear una norma de Generación distribuida en Colombia. Uno de los objetivos de este proyecto, es tratar de llenar ciertos vacios técnicos encontrados en las normas colombianas, sugiriendo una serie de normas propuestas, con el fin de hacer un aporte constructivo al campo investigativo de Colombia. En esta investigación se estudian todas las fuentes de generación distribuida en las normas IEEE 1547 y la Norma Técnica para la conexión de Pequeños Medios de Generación Distribuidos en Instalaciones de media Tensión en Chile, sin embargo, ha hecho énfasis en sistemas de generación fotovoltaica, debido a su facilidad de instalación y sus costos de construcción asequibles en la actualidad. Por consiguiente, se han estudiado las normas IEC 61727, IEEE 929 y Real decreto 1663/2002, que abarcan el estudio de este tipo de generación. Finalmente se presentan algunos ejemplos a nivel mundial, con el fin de mostrar los beneficios que ha producido la implementación de generación distribuida en los sistemas energéticos de otros países y en el medio ambiente.

_____________________________________________ *Trabajo de Investigación. **Facultad de Ingenierías Físico - Mecánicas. Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y Telecomunicaciones. Director: Ph.D. Gerardo Latorre Bayona.


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TITLE: TECHNICAL STANDARDS FOR THE IMPLEMENTATION OF DISTRIBUTED GENERATION: SUMMARY AND ANALYSIS OF THEIR IMPLEMENTATION TO THE COLOMBIAN ELECTRIC SECTOR.* AUTHORS: ELIANA ANDREA CAMARGO LIZARAZO DIEGO FERNANDO ROMÁN DUEÑAS** KEYWORDS: Distributed generation, interconnection, inverter, standard, point of common coupling, distributed resources, photovoltaic system. ABSTRACT: This project compiles some of the most important international technical standards about distributed resources interconnection to the network. Likewise, they are compared with the Colombian technical standards such as “Código Eléctrico Colombiano” and “Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas”, establishing a reference point so that national normative organisms keep in mind in a future this information when decides to create a standard of distributed Generation in Colombia. One of the objectives of this project is try to fill certain voids found in the Colombian standards, suggesting a series of proposed norms, with the aim to make a constructive contribution to the Colombian research field. In this investigation all the distributed generation sources are studied in the standards IEEE1547 and ¨ Norma Técnica para la conexión de Pequeños Medios de Generación Distribuidos en Instalaciones de media Tensión ¨ in Chile, however, has made emphasis in photovoltaic generation systems, due to their installation easiness and their affordable construction costs at the present time. As a result, the standards IEC 61727, IEEE 929 and ¨Real decreto 1663/2002¨ of Spain are studied, which study this generation type. Finally some examples are presented at worldwide level, with the purpose of showing the benefits that the generation distributed implementation has produced in the energy systems of other countries and in the environment. _____________________________________________ *Research paper. **Faculty of Physic-Mechanics engineering. Electric, Electronic, and Telecommunication engineering faculty. Director: Ph.D. Gerardo Latorre Bayona.


1

1. INTRODUCCIÓN

El mundo está viviendo un cambio revolucionario en sus sistemas de energía

debido a la importancia de los efectos del calentamiento global y la gran

contaminación que se ha generado por los sistemas de generación

convencionales, tales como la generación hidroeléctrica y térmica. Colombia no

debe estar exenta de esa responsabilidad vital, y es por eso que como plan de

desarrollo tecnológico debe tener como prioridad modernizar su sistema eléctrico

con fuentes de energía alternativas conectadas a la red, que reduzcan los efectos

contaminantes y generen confiabilidad a los usuarios; todo ello sin alterar sus

necesidades diarias. Sin embargo, este tipo de generación (llamada generación

distribuida) es casi nula en el país y antes de pensar en implementar planes de

desarrollo de esa naturaleza, se deben tener pautas técnicas mínimas para la

conexión de este tipo de sistemas.

Este estudio recopila algunas de las normas técnicas más importantes en el

mundo sobre generación distribuida, avaladas por organismos internacionales

como lo son la IEEE, IEC, normas españolas, normas chilenas, y se comparan con

las normas colombianas (NTC 2050 y RETIE) con el fin de proponer un punto de

partida para que en un futuro no muy lejano los organismos normativos nacionales

decidan qué normas implementar en Colombia sobre este tipo de generación.

Debido a sus facilidades y gran aceptación, esta investigación toma como base el

estudio de normas técnicas para sistemas de generación fotovoltaica. Entonces, a

partir del análisis comparativo de las normas estudiadas, se presenta una

propuesta de normas técnicas que podrían ser aplicables en el país. El objetivo es

llenar aquellos vacios técnicos, tanto en las normas internacionales como en las

normas colombianas, de tal manera que se establezca un marco normativo que

pueda ser aplicado a la conexión de sistemas de generación distribuida,

contribuyendo así en el campo investigativo del país.


2

2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 2.1. OBJETIVOS

2.1.1. OBJETIVO GENERAL

• Recopilar normas técnicas establecidas en otros países para la instalación y

funcionamiento de redes inteligentes con sistemas de generación distribuida y

analizar su aplicabilidad al sector eléctrico colombiano.

2.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Elaborar un documento que resuma cada una de las siguientes

normativas internacionales de Generación Distribuida:

o Normas IEEE 929, 1547 y sus apartados.

o Norma Técnica sobre conexión y operación de pequeños

medios de Generación Distribuidos en instalaciones de media

tensión (Norma Chilena).

o Normas de Generación Distribuida en España.

o Normas IEC para sistemas fotovoltaicos (IEC 61727)

• Realizar un cuadro comparativo entre las normas técnicas vigentes de

Generación Distribuida en España, Chile, los estándares internacionales

IEEE, las normas IEC para sistemas fotovoltaicos y las normas técnicas

existentes en Colombia: específicamente el código eléctrico colombiano

(NTC 2050) y el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas

(RETIE).


3

• Proponer normas aplicables de generación distribuida en Colombia con

base en el análisis del cuadro comparativo.

• Presentar los siguientes ejemplos de generación distribuida encontrados

a nivel mundial:

‐ Parque eólico de Middlegrunden (Dinamarca)

‐ Paneles fotovoltaicos en Castilla y León (España)

‐ Central fotovoltaica Toledo PV (España)

‐ Planta Láctea COVAP (Córdoba -España)

2.2. PLANTEAMIENTO

El incremento de la demanda de energía y la poca motivación de inversión, ya

sea para actualización o construcción de infraestructura, llevan a la exploración

de nuevas metodologías que puedan lograr una mayor eficacia en el suministro

de energía eléctrica y encontrar una salida a las preocupaciones que se tienen

por el medio ambiente.

Los procesos de globalización han llevado a desarrollos tecnológicos que

producirán cambios fundamentales en el perfil ambiental, tecnológico y

organizacional del sistema energético, implementando esquemas más flexibles

y garantizando una mayor accesibilidad, confiabilidad y seguridad en los

sistemas de potencia.

Uno de estos desarrollos tecnológicos es la generación distribuida. Ésta hace

posible que la instalación de producción de energía cercana a los centros de


4

consumo vuelva a cobrar importancia, contando con el respaldo eléctrico de la

red.

Sin embargo, para la aplicación de esta forma de generación existen barreras

tales como: el desconocimiento de su potencial, inversión inicial alta,

percepción de riesgos tecnológicos, mercado energético desfavorable, marco

legislativo y normas de conexión y operación inexistentes.

La interconexión de generación distribuida al sistema eléctrico es un proceso

que requiere considerar ciertos lineamientos y exigencias técnicas. En

Colombia la generación distribuida es inexistente y por lo tanto no hay normas

técnicas especializadas en ésta que indiquen cómo debe realizarse su

interconexión.

Basados en la investigación de normas existentes en España y Chile, algunas

normas IEC e IEEE, se pretende en este trabajo de grado realizar un análisis

comparativo de éstas con el Código Eléctrico Colombiano (NTC 2050) y el

Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE).

2.3. JUSTIFICACIÓN

La generación distribuida es una solución práctica y ecológica para la

disponibilidad, confiabilidad y calidad del suministro de energía. Los recursos

distribuidos (RD) son dispositivos de generación y almacenamiento de

electricidad a pequeña escala. Estos recursos se usan para atender picos de

demanda, suministrar energía base o como respaldo para aumentar la

confiabilidad del sistema.

La generación distribuida es un subconjunto de los recursos distribuidos y

tiene diferentes definiciones; pero, en resumen y concretamente trata acerca


5

de tecnologías de generación o almacenamiento de energía eléctrica a

pequeña escala, ubicadas lo más cercanas posible al centro de carga y con la

opción de interactuar con la red eléctrica (comprar o vender). También se le

denomina microgeneración y representa uno de los desarrollos más

significativos en el campo de los sistemas eléctricos.

Además de los beneficios de calidad de la energía y suministro oportuno de

ésta, la generación distribuida es una de las salidas más viables en la

búsqueda de la disminución de los gases emisores del efecto invernadero. Con

estas tecnologías se reducen en un rango del 70% al 100% las emisiones de

gases contaminantes al aire. También, como son instaladas donde se requiere

la potencia, el calor de desecho de los microgeneradores puede ser

aprovechado; de esta forma, se logran emisiones e impactos ambientales

reducidos. Algunos otros beneficios son: La modularidad, tiempos cortos de

instalación, diversidad de combustibles, volatilidad de precios reducida,

confiabilidad, control local de la comunidad, se evita la construcción de grandes

plantas de generación y las pérdidas de energía en las redes de transmisión y

distribución.

En resumen, el resultado es que la generación distribuida puede ser

competitiva económicamente.

La implementación de generación distribuida en Colombia se ve como un

proceso largo, en el cual están involucradas muchas incertidumbres; en

especial, lo relacionado con la inserción de ésta en el mercado eléctrico

colombiano y la aplicabilidad de normas técnicas.

En ese proceso se deben tener presentes las normas técnicas de conexión y

operación de dicha generación y ajustar las normas técnicas vigentes en el

país a los nuevos requerimientos relacionados con los recursos distribuidos.


6

Esto teniendo en cuenta que los sistemas eléctricos de potencia no fueron

diseñados explícitamente para incorporar en los niveles de tensión de

distribución nuevas fuentes de generación de energía y sistemas de

almacenamiento. Por lo tanto, la interconexión de GD a estos sistemas trae

consigo ciertas exigencias técnicas, por ejemplo en cuanto a regulación de

tensión y la respuesta del sistema ante condiciones anormales, para mantener

en la red niveles adecuados de operación y seguridad. Los requerimientos

básicos para la interconexión de GD, han sido especificados en la norma IEEE

1547, en la cual se encuentran estipuladas algunas de las exigencias

nombradas anteriormente.

En ese orden de ideas, uno de los desafíos principales para la implementación

de GD en Colombia es el desarrollo normativo técnico que permita la entrada al

sector eléctrico de recursos distribuidos en igualdad de condiciones; lo cual

demanda el mejoramiento de las normas vigentes y la implementación de

nuevas normas técnicas.

En consecuencia, por medio de este trabajo de grado se pretende hacer un

estudio de las normas técnicas vigentes de interconexión de GD,

específicamente en la norma IEEE 1547, norma IEEE 929, norma IEC 61727

correspondiente a sistemas fotovoltáicos y las normas establecidas en España

y Chile, buscando concordancia, aplicabilidad y aportes al mejoramiento de las

normas técnicas vigentes en el país. También se busca motivar la

implementación de generación distribuida en Colombia, mediante la exposición

de ejemplos concretos que muestren los beneficios que ésta produce en los

mercados eléctricos.


7

2.4. ALCANCE Este proyecto tiene como finalidad concientizar el uso de la generación distribuida,

darla a conocer en nuestro contexto nacional y analizar que pautas técnicas hacen

falta para poder implementarla en nuestro país. Mediante construcciones

realizadas en otros países, se dará a conocer la eficiencia de la generación

distribuida y como esta puede ayudar a contribuir con el cuidado del planeta,

dando a ver que no es imposible lograr la construcción de este tipo de

edificaciones.


8

3. RESUMEN DE LAS NORMAS TÉCNICAS SOBRE GENERACIÓN

DISTRIBUIDA En esta parte del documento se resumen todas las normas internacionales y

recursos bibliográficos investigados y recopilados que están en capacidad de ser

aplicados en Colombia para la implementación de sistemas de generación

distribuida y sistemas de generación fotovoltaica.

3.1. NORMAS IEEE.

3.1.1. IEEE 1547TM, Estándar para la interconexión de recursos distribuidos

con sistemas eléctricos de potencia.

REQUERIMIENTOS GENERALES

REGULACIÓN DE TENSIÓN

Las fuentes distribuidas no regularán activamente la tensión en un punto común

de conexión.

PUESTAS A TIERRA

El sistema de puesta a tierra de la interconexión de fuentes distribuidas no

causará sobretensiones que excedan a las ocurridas en los equipos conectadas al

área del Sistema de potencia y no interrumpirán la coordinación de la protección

de falla a tierra en el área EPS (Área eléctrica del sistema de potencia).

SINCRONIZACIÓN

Las unidades de Recursos Distribuidos (RD) se agruparán en paralelo con el área

del sistema de potencia (EPS) sin causar fluctuaciones de tensión en el punto


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común de conexión (PCC) que no sobrepasen el ± 5% del nivel de tensión

predominante en el área EPS.

REDES DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIAS

Las protecciones de la red no se usarán por separado, servirán como interruptores

de fallas realimentadas o de alguna manera aislarán una red o red primaria de

alimentación donde los RD son conectados al resto del área EPS, a menos que

las protecciones sean posicionadas y probadas para normas aplicables para cada

aplicación.

Cualquier RD conectado a una red de distribución no causará un recierre

operacional o preventivo de alguna protección de la red instalada en una red de

suministro. La coordinación de las protecciones deberá ser aprobada en prácticas

de tiempo real del área EPS. La conexión de RD en áreas EPS, sólo está

permitida si la barra de la red del área EPS está energizada más del 50% de la

capacidad de las protecciones instaladas.

El equipo de carga de la red y la capacidad de interrupción de falla no se

sobredimensionarán con la adición de fuentes distribuidas (RD).

ENERGIZACIÓN INADVERTIDA DEL ÁREA EPS

El RD no deberá energizar el área EPS cuando el área EPS esté desenergizada.

MONITOREO PROVISIONAL

Cada unidad RD de 250 kVA o más, o RD agregada de 250 kVA o más a un solo

PCC deberán tener un suministro para monitorear sus estados de conexión,

suministro de potencia reactiva, y tensión en el punto de conexión del RD.


10

EQUIPO DE AISLAMIENTO

Cuando se requiera en el área EPS equipos de aislamiento con prácticas de

operación, accesibilidad inmediata, seguridad, y visibles para la interrupción, se

deben localizar entre el área EPS y la unidad RD.

PROTECCIÓN DE LA INTERFERENCIA ELECTROMAGNÉTICA

La interconexión debe tener la capacidad para resistir interferencia

electromagnética (EMI) de acuerdo con la IEEE Std C37.90.2-1995.

FUNCIONAMIENTO RESISTENTE A ELEVACIONES

La interconexión de sistemas debe tener la capacidad de resistir elevaciones de

tensión y corriente de acuerdo con los ambientes definidos en la IEEE Std

C62.41.2-2002 o la IEEE Std C37.90.1-2002.

RECURSOS EN PARALELO

La interconexión de Fuentes en paralelo deberá estar capacitada para resistir un

220% de la tensión nominal del sistema interconectado.

RESPUESTA DEL ÁREA EPS A CONDICIONES ANORMALES

FALLAS EN EL ÁREA EPS

La unidad RD deberá desenergizar el área EPS para fallas en el circuito del área

EPS para el cual está conectado.

COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO EN EL ÁREA EPS

El RD deberá desenergizar el circuito del área EPS para el cual está conectado

previo al recierre por parte del área EPS.


11

TENSIÓN

Las funciones de protección del sistema de interconexión detectará la frecuencia

efectiva (rms) o fundamental de cada tensión fase a fase (excepto donde el

transformador conectado del EPS local al área EPS está en configuración Y-Y a

tierra, o instalación monofásica), y tensión fase neutro.

Cuando alguna tensión esté en el rango dado en la tabla 1, el RD deberá parar de

energizar el área EPS en el tiempo de despeje como se indica en la tabla. Para

RD menores o iguales a 30 kW en capacidad pico, las tensiones de referencia y

tiempos de despeje deberán ser fijos o de campos ajustables. Para RD mayores

que 30 kW las tensiones de referencia deben ser de campo ajustable.

Las tensiones deberán ser medidas cuando alguna de las siguientes condiciones

ocurra:

‐ La capacidad agregada de sistemas RD para un solo PCC es menor o igual

a 30 kW

‐ El equipo de interconexión esté certificado para pasar un test anti-isla para

el sistema al cual va a ser conectada.

‐ La capacidad agregada RD es menor que el 50% de la demanda anual

integrada de la EPS local para un periodo de 15 minutos, y suministro de

potencia activa y reactiva por el RD para el área EPS no está permitido.

Tabla 1 . Respuesta a voltajes anormales en sistemas interconectados

Rango de Voltaje (% del voltaje base)

Tiempo de despeje

V<50 0.16

50≤V<88 2.00


12

110<V<120 1.00

V≥120 0.16

FRECUENCIA

Cuando la frecuencia del sistema está en un rango dado por la tabla 2, el RD

deberá dejar de energizar el área EPS entre el tiempo de despeje como ya se ha

indicado. Para RD menores o iguales de 30 kW en capacidad pico, el punto de

referencia de la frecuencia y los tiempos de despeje deberán ser cada uno fijos, o

de campo ajustable. Para RD mayores a 30 kW, la frecuencia de referencia

deberá ser de campo ajustable.

Para caídas ajustables de baja frecuencia la configuración deberá ser coordinada

con operaciones del área EPS.

Tabla 2. Respuesta a frecuencias anormales en sistemas interconectados

Tamaño del DR Rango de Frecuencia Tiempo de despeje

≤ 30kW >60.5 0.16

<59.3 0.16

>30kW

>60.5 0.16

<{59.8-57.0}

Punto ajustable Ajustable 0.16 a 300

<57.0 0.16


13

RECONEXIÓN AL ÁREA EPS

Después de una interrupción en el área EPS, ninguna reconexión de RD no

deberá hacerse hasta que la tensión del área EPS esté en el rango B de la tabla

18 de la ANSI C84.1-19951, y la frecuencia en un rango de 59.3 a 60.5 Hz.

El sistema de interconexión de RD deberán incluir un retardo ajustable (o un

retardo fijo de 5 minutos) que pueda retardar la interconexión por encima de 5

minutos después que la tensión de estado estable y la frecuencia del área EPS

sean restauradas a los rangos identificados anteriormente.

LIMITACIÓN DE LA INYECCIÓN DE DC

Los RD y su sistema interconectado no deberá inyectar corrientes DC mayores al

0.5% de la corriente de salida total en el punto de conexión RD.

LIMITACIONES DE LAS DISTORCIONES (DISTORSIÓN) INDUCIDAS POR RD

Los RD no deberán crear distorsiones desagradables a los usuarios en el área

EPS.

ARMÓNICOS

Cuando el RD esté alimentando cargas lineales y balanceadas, la inyección de

armónicos de corriente hacia el área EPS en el PCC no deberán exceder los

límites de estabilidad descritos en la tabla 3.

1 Esta tabla se encuentra en el Anexo A3.


14

Tabla 3. Distorsión máxima de armónicos de corriente en porcentaje de corriente

Armónico individual de

orden h h<11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h

Demanda total de

distorsión

Porcentaje(%) 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0

ISLA INVOLUNTARIA

Para una isla involuntaria en la cual el RD energiza una porción del área EPS a

través del PCC, el sistema de interconexión del RD deberá detectar la isla y dejar

de energizar el área EPS a los 2 segundos de la formación de una isla.

PRUEBAS DE INTERCONEXIÓN: ESPECIFICACIONES Y REQUERIMIENTOS

Esta cláusula provee los requerimientos del test para demostrar que el sistema de

interconexión cumplen los requerimientos.

DISEÑO DEL TEST

El diseño del test deberá ser llevado a cabo en el mismo ejemplo de acuerdo a la

secuencia de la tabla 4.

Tabla 4. Secuencia para realizar el diseño del test

Orden requerido Cláusula y titulo del diseño de la prueba

1 5.1.1 Respuesta al voltaje y frecuencia anormales

2 5.1.2 Sincronización


15

3 5.1.3 Prueba de integridad de la interconexión

Orden sugerido

4 5.1.1 Respuesta al voltaje y frecuencia anormales

5 5.1.2 Sincronización

6 5.1.4 Isla involuntaria

7 5.1.5 Limitación de inyección DC

8 5.1.6 Armónicos

RESPUESTA A TENSIONES Y FRECUENCIAS ANORMALES

Este test deberá demostrar que el RD dejará de energizar el área EPS cuando la

tensión o la frecuencia excedan los límites especificados. Sistemas

interconectados provistos con puntos ajustables de campo deberán también ser

probados a los rangos ajustables mínimos, medios y máximos.

SINCRONIZACIÓN

Los resultados del test conforme a los requerimientos de A, B o C mostrados a

continuación, son aceptados como indicadores conforme con los requerimientos

establecidos. Las condiciones apropiadas para ser cumplidas en tecnologías

específicas de sistemas interconectados se muestran a continuación:

A. INTERCONEXIÓN SÍNCRONA A UN EPS, O UN EPS LOCAL ENERGIZADO

A UN ÁREA EPS ENERGIZADA

Este test deberá demostrar que en el momento del cierre del dispositivo en

paralelo, todos los tres parámetros de la tabla 5 están entre rangos indicados y


16

también deberá demostrar que si algunos de los parámetros están fuera de los

rangos indicados en la tabla, el dispositivo en paralelo no se cerrará.

B. INTERCONEXIÓN DE INDUCCIÓN

Los generadores de inducción auto-excitados deberán ser probados como la parte

A. Este test deberá determinar la corriente máxima arranque (en pico) provocada

por la unidad. Los resultados deberán ser usados, junto con la información de la

impedancia del área EPS para la localización propuesta, para estimar el nivel de la

tensión de arranque y verificar que la unidad no exceda los requerimientos de

sincronización y los requerimientos del distorsión establecidos.

Tabla 5. Límites de los parámetros de sincronización para interconexión

síncrona a un EPS, o un EPS local energizado a un área EPS

Valor total nominal de unidades de

DR (kVA)

Diferencia de frecuencia

Diferencia de voltaje

Diferencia de ángulo de fase

0 -500 0.3 10 20

>500 – 1500 0.2 5 15

>1500 – 10000 0.1 3 10

C. INTERCONEXIÓN DE INVERSORES

Un sistema interconectado basado en inversores que aporta tensión fundamental

antes que el dispositivo en paralelo se cierre deberá ser probado de acuerdo con

el proceso para interconexión sincrónica como se estipula en el numeral A.


17

PROTECCIÓN DE LOS EMI

Los sistemas de interconexión deberán ser probados de acuerdo con la IEEE Std

C37.90.2-1995.

FUNCIONAMIENTO RESISTENTE A ELEVACIONES

El sistema de interconexión deberá ser analizado y probado en todos los modos

normales de operación de acuerdo IEEE Std C62.45-2002. Para equipos de

capacidad no mayor a los 1000 V para confirmar que la capacidad resistente a

elevaciones esté cumpliendo el uso del nivel seleccionado del test de la IEEE Std

C62.41.2-2002. El equipo de los sistemas de interconexión con capacidad mayor a

los 1000 V deberán ser probados de acuerdo con el fabricante o los estándar

designados para ser aplicables e integrados. Para equipos de circuitos y control en

sistemas interconectados, se debe usar la IEEE Std C37.90.1-2002. Los

resultados de estas pruebas indicarán que la unidad no se destruya, no entre en

falla de operación, y que no provea desinformación.

DISPOSITIVO EN PARALELO

Una prueba dieléctrica a través del dispositivo en paralelo al vacio deberá ser

llevado a cabo para cumplir con los requerimientos de los dispositivos en paralelo.

ISLA INVOLUNTARIA

Una verificación de campo o una prueba deberán ser llevadas a cabo para

confirmar que lo estipulado acerca de isla involuntaria se cumple sin importar el

método seleccionado o el aislamiento identificado.

LIMITACIONES EN LA INYECCIÓN DE DC

El RD deberá ser operado en paralelo con una fuente de tensión

predominantemente inductiva con una capacidad de corriente de corto circuito ISC

no menor que 20 veces la capacidad nominal de corriente del RD a la frecuencia

fundamental. La tensión y la frecuencia que sale de la fuente de voltaje deberán


18

corresponder a la tensión y frecuencia nominal del RD. La forma de onda de la

descarga de tensión producida por el área EPS o por fuentes de tensión usadas

en simulación deberán tener una distorsión armónica total (THD) menor a 2.5%.

El RD deberá ser operado a una corriente de carga de prueba IL, del 33%, 66%, y

al nivel de cierre del 100% de la corriente de salida nominal como práctica. Usar

distorsiones totales de corriente nominal (TRD) en lugar de TDD. La distorsión

individual de armónicos y los TRD de la corriente de salida del RD deberá ser

medida para los primeros 40 armónicos. Las inyecciones de armónicos de

corriente deberán ser exclusivas de algún armónico de corriente debido a

distorsiones de armónicos de tensión presentes en el área EPS sin que esté

conectado el RD. Los armónicos de tensión mientras energizan una carga resistiva

al 100% de la máquina en kVA nominal no debe exceder los niveles de la tabla 6.

Los armónicos de tensión deberán ser medidos línea a línea para sistemas

trifásicos trifilares, y línea-neutro para sistemas trifásicos tetrafilares.

Tabla 6. Máxima Distorsión de armónicos de voltaje en porcentaje de voltaje

nominal para máquinas síncronas

Armónico individual de

orden h h<11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h

Demanda total de

distorsion

Porcentaje(%) 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0

TEST DE INSPECCIÓN

Todos los test de inspección deberán ser realizados con base en procedimientos

escritos para inspecciones. Las siguientes inspecciones visuales deberán

realizarse:

Una inspección visual deberá ser realizada para asegurar que los requerimientos

para la coordinación de puesta a tierra sean implementados y para confirmar la


19

presencia del aislamiento del dispositivo si se requiere que el numeral que habla

acerca de euqipo de aislamiento sea aplicado.

La inspección inicialmente deberá realizarse en un RD instalado y en equipo del

sistema de interconexión antes de la operación inicial en paralelo del RD. Las

siguientes pruebas deben realizarse:

‐ Test de operación en el equipo de aislamiento.

‐ Funcionabilidad de la isla involuntaria.

‐ Funcionabilidad en el corte de energía.

‐ Cualquier test que no haya sido previamente realizado en un ejemplo

representativo y formalmente documentado.

‐ Cualquier test de las pruebas comerciales que no haya sido previamente

realizado.

Estos test aplicables deberán ser repetidos cuando:

‐ Software funcional o cambios en los programas del fabricante hayan sido

hechos en el sistema interconectado.

‐ Algún componente de hardware del sistema interconectado haya sido

modificado en el estudio, o remplazado o reparado con partes diferentes de

la configuración inspeccionada.

Las subcláusulas y los test aplicables de las pruebas comerciales deberán

repetirse si:

‐ Los ajustes de protección han sido cambiados después del test del

fabricante.

‐ Las funciones de protección han sido ajustadas después del proceso inicial

de inspección.

TEST DE FUNCIONABILIDAD DE ISLA INVOLUNTARIA


20

TEST DE MÍNIMA POTENCIA O POTENCIA INVERTIDA

Una funcionabilidad de potencia inversa o de mínima potencia, deberá ser

probada usando técnicas de inyección o ajustando la salida del RD y cargas

locales para verificar que la potencia inversa o mínima potencia se cumpla.

TEST DE FUNCIONABILIDAD DE ISLA INVOLUNTARIA

Para sistemas de interconexión de islas involuntarias, el test de funcionabilidad del

corte de energía satisface estos requerimientos.

OTROS TEST PARA ISLAS INVOLUNTARIAS

Si los test anteriores no son aplicables a sistemas de interconexión, el sistema de

interconexión deberá ser analizado de acuerdo con los procedimientos dados por

el fabricante u operador del sistema.

TEST DE FUNCIONABILIDAD DEL CORTE DE ENERGÍA

Se revisa la funcionabilidad del corte de energía al operar una interrupción de una

carga en un equipo verificando que el equipo corte el servicio en sus terminales

de salida y no restaure/reconecte por el tiempo requerido de retardo. El test

deberá realizarse en cada fase individualmente. Este test verifica conformidad en

el corte del servicio de energía según los requerimientos de redes de distribución

secundarias, fallas en el área EPS, coordinación de asilamiento, tensión,

frecuencia, e isla involuntaria.

TEST DE INTERCONEXIÓN PERIÓDICOS

Toda función protectora relacionada con la interconexión y baterías asociadas

deberán ser analizadas periódicamente en intervalos especificados por el

fabricante, operadores del sistema, o la autoridad que tenga la jurisdicción sobre la

interconexión de RD.


21

3.1.2. IEEE 1547.1 TM, Normas de Procedimientos de Prueba de Cumplimiento para el Equipo que Interconecta los Recursos Distribuidos con Sistemas de Potencia Eléctrica.

EXACTITUD DEL RESULTADO DE LA PRUEBA

Los resultados de la prueba verificarán que el equipo bajo la prueba (EUT) reúne

los requisitos de la IEEE Std 1547 dentro de la exactitud especificada por el

fabricante.

REQUISITOS DE EQUIPO DE PRUEBA

REQUISITOS DE LA FUENTE DEL ÁREA SIMULADA EPS (UTILIDAD)

Donde se permita probar el uso de una fuente de área simulada, se deben cumplir

los siguientes requisitos:

— La fuente de área simulada EPS será capaz de confirmar la declaración del

rendimiento del fabricante.

—Los armónicos de voltaje de la fuente de área simulada del EPS serán menores

de 2.5% del total de la distorsión armónica (THD).

—Los armónicos de voltaje individuales de la utilidad simulada serán menores de

50% de los límites en la Tabla 3 de IEEE Std 1547.

—Durante las pruebas, el voltaje del estado estable de la fuente de área simulada

EPS no variará más que ± 1% del voltaje nominal.

—Para la magnitud de voltaje de desconexión de la prueba, la resolución de

cambio de voltaje de la fuente de utilidad simulada debe estar dentro de 0.5a del

voltaje nominal, dónde a es la exactitud declarada del fabricante.

—Para la magnitud de frecuencia de desconexión de la prueba, la resolución de

cambio de frecuencia de la fuente de utilidad simulada estará dentro de 0.5a de la

frecuencia nominal, dónde a es la exactitud declarada del fabricante.

—El número de fase y conexiones del neutro proporcionado por el área simulada

EPS será compatible con el EUT. Una área simulada EPS multifase que


22

proporciona una conexión neutra producirá voltajes del fase al neutro que son

equilibrado dentro de ± 3% de nominal y el desplazamiento de la fase a dentro de

± 3º. Para el área simulada multifase EPSs sin una conexión al neutro, el equilibrio

de voltaje fase-a-fase será ± 3% de nominal en la magnitud.

— Para la desconexión de voltaje que cronometra las pruebas, la fuente de

utilidad simulada será capaz de un cambio del paso de V1 a, V1 + 0.5 (V2-V1)

dentro del mayor de un ciclo de la forma de onda de voltaje o 1% del tiempo de

desconexión ajustado del EUT.

—Para la desconexión de frecuencia que cronometra las pruebas, la fuente de

utilidad simulada será capaz de un cambio del paso del f1 al f1 + 0.5 (f2-el f1)

dentro del mayor de un ciclo de la forma de onda de voltaje o 1% del tiempo del

desconexión ajustado del EUT.

REQUISITOS DEL SISTEMA DE MEDIDA

Cada medida tendrá una incertidumbre de no más de 0.5 veces la exactitud del

EUT. Los equipos de medida serán capaces de confirmar la actuación declarada

del fabricante.

TIPO DE PRUEBAS

Se realizarán el tipo de pruebas en una unidad representativa y pueden dirigirse

en una fábrica, a un laboratorio de pruebas, o en equipo en el campo. A menos

que por otra parte especificado, los equipos se instalarán por la especificación de

fabricante y operaran bajo las condiciones de operación nominales.

Varios Procedimientos de prueba requieren que el EUT sea operado a diferentes

niveles de potencia discreta (por ejemplo, 33%, 66%, y 100% de potencia

nominal). Para los Propósitos de esta norma, los sistemas de interconexión (ICSs)

multifase incluyen ICSs de tres alambres monofásicos.


23

ESTABILIDAD DE TEMPERATURA

Esta prueba verifica que el EUT mantenga exactitud de la medida de parámetros

encima de su rango de temperatura especificada. La prueba consiste en dos

secciones. La prueba operacional verifica las funciones del EUT especificadas por

fabricante sobre su rango de temperatura de operación. El ensayo de

almacenamiento verifica que el EUT puede guardarse sin daños sobre el rango de

temperatura de almacenamiento especificado por el fabricante. Donde puedan

separarse convenientemente la protección, monitoreo, y funciones de control del

ICS, así el resto del ICS puede omitirse de esta prueba. El procedimiento de la

prueba se encuentra en el numeral que habla acerca de sincronización de esta

norma.

PRUEBA PARA LA RESPUESTA A CONDICIONES DE VOLTAJE ANORMALES

Si el EUT se da cuenta del voltaje o al punto de acoplamiento común (PCC) con el

área EPS o al punto de conexión de DR como especificado en IEEE Std 1547,

puede probarse a cualquier nivel de carga conveniente. Si el EUT se da cuenta del

voltaje a un punto diferente, se probará bajo carga junto con cualquier

transformador de aislamiento externo proporcionado o requerido por el fabricante

de EUT.

Para un EUT que debe probarse bajo carga, estas pruebas pueden realizarse a un

nivel de corriente de salida conveniente al laboratorio de la prueba. Cuando un

transformador de aislamiento es proporcionado con o requerido por el EUT, el

cumplimiento de la IEEE 1547 será basada en el voltaje en el área del EPS al lado

de del transformador. La prueba bajo carga será a las dos

—Su corriente de operación mínima y

—A los dos factor de potencia de unidad (p.f.) y el p.f mínimo de DR. (Adelanto y

atraso) como es especificado por el fabricante tan cerca como sea posible al 100%

de la corriente de salida nominal plena.


24

PRUEBA PARA EL SOBRE VOLTAJE

El Propósito de esta prueba es verificar que el componente de interconexión de

DR o el sistema deja de dar energía al el área EPS como especificado en IEEE

Std 1547 con respecto a las condiciones del sobre voltaje. Esta prueba determina

la magnitud y tiempo de desconexión para cada función del sobre voltaje.

PRUEBA PARA EL BAJO VOLTAJE

El propósito es el mismo que el de la prueba de alto voltaje, teniendo en cuenta

que se debe cambiar el alto voltaje por el bajo voltaje.

RESPUESTA A LAS CONDICIONES DE FRECUENCIA ANORMALES

PRUEBA PARA LA SOBRE FRECUENCIA

El propósito es el mismo que el de la prueba de alto voltaje, teniendo en cuenta

que se debe cambiar el alto voltaje por sobre frecuencia.

PRUEBA PARA LA BAJA FRECUENCIA

El propósito y los procedimientos son los mismos que los de la prueba de alta

frecuencia, teniendo en cuenta que se debe cambiar el alta frecuencia por baja

frecuencia.

SINCRONIZACIÓN

El Propósito de las pruebas es demostrar que el EUT quiere estar con precisión y

fiablemente sincronizado al área EPS según los requisitos de IEEE Std 1547. Los

generadores de inducción separadamente excitados se probarán usando el

procedimiento para los generadores síncronos.

Se proporcionan dos métodos de la prueba básicos:


25

—Método 1 verifica que una función de control de sincronización causará a el

dispositivo paralelamente a cerrarse sólo cuando los parámetros de la

sincronización importantes estén dentro de los límites aceptables.

—Método 2 determina la magnitud de la corriente de inicio de sincronización.

INTEGRIDAD DE LA INTERCONEXIÓN

PRUEBA DE PROTECCIÓN DE LA INTERFERENCIA ELECTROMAGNÉTICA

(EMI)

El Propósito de estas pruebas es determinar la protección del EUT de la EMI y

confirmar que los resultados son conformes a la IEEE Std 1547. Se probarán los

equipos de la interconexión del EUT de acuerdo con el IEEE Std C37.90.2.

PRUEBA DE RENDIMIENTO DE LA RESISTENCIA DE SOBRECARGA

El Propósito de esta prueba es verificar el nivel de la protección de la resistencia

de sobrecarga especificado por el fabricante del EUT. El EUT se probará para

verificar el nivel de la protección de resistencia de sobrecarga como es

especificado por el fabricante y de acuerdo con el IEEE Std C62.41.2 y/o el IEEE

Std C37.90.1, es aplicable.

PRUEBA DIELÉCTRICA PARA EL DISPOSITIVO EN PARALELO

La siguiente prueba es para EUT que opera a 1000 V o menos. Para los sistemas

encima de 1000 V, el EUT será probado de acuerdo con la frecuencia de potencia

dieléctrica de la resistencia limitada especificada en la tabla 4 de ANSI C37.06 y

los Procedimientos especificados en 4.4.3.1 del IEEE Std C37.09. Esta prueba

determina si el dispositivo en paralelo del EUT, mientras a la temperatura de

funcionamiento normal, puede resistir la aplicación de un potencial AC rms a un

potencial de prueba de 1000 V más 220% el voltaje rms AC nominal para 1 min sin

la avería el voltaje rms AC nominal.


26

LIMITACIÓN DE INYECCIÓN DC PARA LOS INVERSORES SIN

TRANSFORMADORES INTERCONECTADOS

El Propósito de esta prueba es verificar que un inversor que se conecta al EPS

obedece con el límite de inyección DC especificado en IEEE Std 1547. Esta

prueba se dirige en inversores que conectan al EPS sin el uso de transformadores

de aislamiento de salida DC.

POTENCIA INVERSA (PARA LAS ISLAS INVOLUNTARIAS)

La IEEE Std 1547 exige a las unidades de DR dejar de dar energía al área EPS

durante las condiciones de islas involuntarias. Una de las maneras en que este

requisito puede encontrarse es con protección de potencia inversa. La instalación

del DR puede contener protección de flujo de potencia inversa o de importación

mínima, notadas entre el punto de conexión de DR y el PCC, que desconectarán o

aislarán el DR si el flujo de potencia del área EPS al EPS local invierte o se cae

debajo de un umbral fijo.

PRUEBA DE MAGNITUD DE POTENCIA INVERSA

Esta prueba es realizada para caracterizar la exactitud de la magnitud de la

protección de potencia inversa establecida del EUT. La exactitud de la protección

de potencia inversa del EUT se especificará antes de empezar las pruebas.

PRUEBA DEL TIEMPO DE POTENCIA INVERSA

Esta prueba es realizada para caracterizar la exactitud del tiempo de retraso de la

protección de potencia inversa establecido del EUT. La exactitud del tiempo de

retraso de la protección de potencia inversa del EUT se especificará antes de

empezar las pruebas.

FASE ABIERTA

El Propósito de esta prueba es verificar que la ICS deja de dar energía al área

EPS en la pérdida de una fase individual al PCC o al punto de conexión de DR.


27

RECONEXIÓN DESPUES DE LA CONDICIÓN ANORMAL DE DESCONEXIÓN

El Propósito de esta prueba es verificar la funcionalidad del componente de

interconexión de DR o el sistema temporizador de reconexión, que retrasa la

reconexión del DR al área EPS siguiendo un evento de desconexión.

ARMÓNICOS

El Propósito de esta prueba es medir los armónicos de corriente individual y la

distorsión total de corriente nominal (TRD) del componente de interconexión de

DR o el sistema bajo las condiciones de operación normales. Los resultados

deben obedecer los requisitos de IEEE Std 1547. Se probarán los generadores de

inducción de excitación propia usando el procedimiento para los generadores

síncronos.

DISTORSIÓN

Dado el sitio de dependencia de distorsión, no hay ningún tipo de prueba

disponible para determinar si un DR dado encontrará los requisitos de distorsión.

Se piensa que el procedimiento de prueba de sincronización caracteriza el máximo

flujo de corriente o del DR bajo una condición de no falla. Pueden usarse los

resultados de esa prueba, junto con la información de impedancia de línea local,

para determinar si un DR podría presentar una molestia de distorsión. Acciones

atenuantes deben tomarse si las medidas muestran que la fluctuaciones de

voltaje DR-inducidas excede aquéllos permitidos en IEEE Std 1547.

PRUEBA DE PUESTA EN SERVICIO

La prueba de puesta en servicio se dirigirá después de que la ICS se instala y está

listo para el funcionamiento. La prueba de puesta en servicio se realizará para

verificar que el ICS completado e instalado reúne los requisitos de IEEE Std 1547.


28

3.1.3. IEEE 1547.3 TM, Guía IEEE para monitoreo, cambio de información, y control de recursos distribuidos interconectados con sistemas eléctricos de potencia.

POTENCIA ACTIVA

La provisión de monitoreo para potencia activa requiere que cada unidad RD

provea la capacidad para un equipo externo para conectarlo y monitorear la salida

de potencia activa, en el punto de conexión del RD. La medida de la potencia

activa en una unidad puede ser usada también para indicar cuando la unidad está

operando.

POTENCIA REACTIVA

La provisión de monitoreo de potencia reactiva requiere que cada unidad RD

provea la capacidad para un equipo externo para conectarse y monitorear la salida

de potencia reactiva, medidas en kVAR, en el punto de conexión del RD.

Dependiendo de la tecnología de generación RD, la unidad RD puede estar

dispuesta a proveer energía reactiva.

TENSIÓN

Las provisiones para monitoreo de tensión requieren que cada unidad RD provea

la capacidad de conectar un equipo externo y monitorear la tensión, medida en

volts, en el lado del punto de conexión al EPS local de la unidad RD. El monitoreo

de la tensión RD es frecuentemente requerida para su sincronismo.

TECNOLOGÍAS DE CONVERSIÓN RD

INVERSORES

Los inversores listados y etiquetados de acuerdo con la UL 1741 incluyen la

verificación que ellos pasan en los test de isla involuntaria con la IEEE Std 1547.1.

Si el EPS local se desenergiza, este tipo de inversor dejara de desenergizar el


29

área EPS y EPS local. Este tipo de inversores necesitan censar la tensión y la

frecuencia, luego el RD inmediatamente dejará de energizar el área EPS durante

un apagón y resincronizará cuando la energía sea restaurada de acuerdo a la

IEEE Std 1547.1.

GENERADOR DE INDUCCIÓN

Un generador de inducción requiere potencia reactiva, generalmente desde el área

EPS, para producir potencia activa. Si el área EPS se desenergiza, un generador

de inducción no continuará produciendo potencia activa a menos que una fuente

alterna de potencia reactiva esté disponible. La protección en conjunto para este

generador necesitará censar el voltaje y la frecuencia desde el área EPS para

desconectarla en caso de una falla o una condición anormal de operación. La

tensión y frecuencias normales del área EPS también son requeridas antes que la

unidad RD pueda reconectarse al área EPS.

GENERADOR SÍNCRONO

Un sistema RD que contenga un generador síncrono requiere del monitoreo de la

tensión y la corriente del área EPS para mantener una operación correcta mientras

está en paralelo con el área EPS. La protección en conjunto para este generador

necesitará censar el voltaje y la frecuencia desde el área EPS para desconectarla

en caso de una falla o una condición anormal de operación. La tensión y

frecuencias normales del área EPS también son requeridas antes que la unidad

RD pueda re-sincronizarse al área EPS.

DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN DE INSTALACIONES RD

CLASE 1

La clase 1 incluye unidades RD menores de 250 kVA. Los sistemas RD que son

probables de encontrar en esta clase son Sistemas pequeños fotovoltaicos


30

(residenciales). La IEEE Std 1547 4.1.6 establece que unidades en esta clase no

son requeridas para proveen provisiones de monitoreo.

CLASE 2

La clase 2 incluye unidades RD entre 250 kVA y 1.5 MVA. La IEEE Std 1547 4.1.6

establece que unidades en esta clase proveerán provisiones de monitoreo.

CLASE 3

La clase 3 incluye unidades RD entre 1.5 MVA y 10 MVA. La IEEE Std 1547 4.1.6

establece que unidades en esta clase proveerán provisiones de monitoreo.

Tabla 7. Clases de instalaciones de DR

Clase DR nominal

1 0 < DR nominal < 250kVA1

2 250kV <= DR nominal < 1500kVA1

3 1.5 <= DR nominal <= 10MVA1

NOTA 1-Las demarcaciones de 250kVA y 10MVA son

establecidas en IEEE Std 1547, 4.1.6

NOTA 2-El límite superior para esta clase puede variar.

REGISTRO DEL RECURSO

Los registros pueden ser automáticos por coordinación máquina a máquina, o

pueden ser aplicados al soporte de capacidades humanas de búsqueda.


31

3.1.4. IEEE Std 929-2000, Práctica IEEE recomendada para la interconexión eléctrica de sistemas fotovoltaicos.

CALIDAD DE ENERGÍA

La calidad de energía provista por el sistema Fotovoltaico (FV) para cargas a.c. en

el sitio y para suministrarla a las instalaciones interconectadas es gobernada por

prácticas y estándares dirigidos a tensiones, frecuencia y distorsión. La desviación

de estos estándares representa condiciones peligrosas y puede requerir que los

inversores desconecten la línea de la instalación. Todos los parámetros de calidad

(como son la tensión, frecuencia, distorsiones) son especificadas en el (PCC).

RANGOS DE TENSIONES NORMALES DE OPERACIÓN

Los sistemas fotovoltaicos interconectados no regulan tensión, ellos inyectan

corriente hacia la instalación. Sin embargo, el rango de operación de la tensión

para inversores FV es seleccionado como una función de protección que responde

a condiciones anormales de la instalación, no como una función de regulación de

tensión.

Si la inyección de corriente FV en una línea eléctrica excede la carga de la línea,

se requiere entonces una acción correctiva, como equipos de regulación de

tensión que normalmente no tienen capacidad sensora de corriente direccional.

PEQUEÑOS SISTEMAS (≤ 10 KW)

El rango de operación para estos pequeños sistemas FV es 106-132 V en una

base de 120 V, esto es, el 88-110 % de la tensión nominal. Este rango resulta en

puntos de caída a 105 V y 133 V. En la actualidad el punto de caída 133 V está

relacionado con la tensión del PCC, el cual no es necesariamente la tensión

terminal del inversor. Si la instalación del inversor esta eléctricamente cerca del

PCC lo suficiente para permitir diferencias de tensiones despreciables entre el

inversor y el PCC, el punto de caída 133 V se aplicará en los terminales del

inversor además del PCC.


32

SISTEMAS GRANDES Y MEDIANOS

Las instalaciones pueden tener rangos específicos de operación para sistemas FV

grandes y medianos y pueden requerir parámetros ajustables de tensión de

operación para estos grandes sistemas. En ausencia de cada requerimiento, los

principios de operación entre el 88% y el 110% se aplicarán para una tensión

apropiada de operación.

DISTORSIONES DE TENSIÓN

Este tema esta discutido en 10.5 de la IEEE Std 519-1992, particularmente la

figura 10.3. Cualquier distorsión de tensión resultante de la conexión del inversor

al sistema eléctrico en el PCC no debe exceder los límites definidos por las

máximas fronteras de la curva de irritación de la IEEE Std 519-1992.

FRECUENCIA

La frecuencia del sistema que controla la instalación, y el sistema FV deben operar

en sincronismo con la instalación. Pequeños sistemas FV deber tener una

frecuencia ajustable de operación en un rango de 59.3 a 60.5 Hz.

DISTORCIÓN DE LA FORMA DE LA ONDA

La distorsión total de armónicos debe ser menor que el 5% de la frecuencia

fundamental a la salida del inversor. Cada armónico individual debe ser limitado a

los porcentajes de la Tabla 1. Los límites de la tabla 8 son un porcentaje de la

frecuencia fundamental y de la salida total del sistema. Cada armónico en estos

rangos debe ser menor al 25% de los límites ya mencionados.

Tabla 8. Límites de distorsión recomendados en IEEE Std 519-1992 para conversores de seis pulsos


33

Armónicos impares Límite de distorsión

3-9 < 4.0%

11-15 < 2.0%

17-21 < 1.5%

23-33 < 0.6%

Por encima de 33 < 0.3%

FACTOR DE POTENCIA

El sistema FV deber operar a un factor de potencia mayor a 0.85 (en adelanto o

atraso) cuando la salida es mayor al 10% de la nominal.

RESPUESTA A CONDICIONES ANORMALES DE LA INSTALACIÓN

Un sistema FV debe sensar las condiciones de la instalación y desconectarla

cuando la tensión o la frecuencia sensadas están por fuera de los valores dados

cuando el potencial para un recurso distribuido en una isla exista, o cuando

exceda la inyección de corriente.

PERTURBACIONES DE TENSIÓN

Todas las discusiones respecto a sistemas de tensión asumen una base nominal

de 120 V.

El inversor debe sensar tensiones anormales y responder. Las condiciones de la

tabla 9 deben cumplirse, con valores de tensiones eficaces (rms) en el PCC.

Tabla 9. Respuesta a voltajes anormales

Voltaje (PCC) Tiempo máximo de desconexión

V < 60 (V < 50%) 6 ciclos

60 ≤ V <106 (50% ≤ V < 80%) 120 ciclos

106 ≤ V ≤ 132 (88% ≤ V ≤ 110%) Operación normal


34

132 < V < 165 (110% < V < 137%) 120 ciclos

165 ≤ V (137% ≤ V) 2 ciclos

PERTURBACIONES DE FRECUENCIA

Los puntos de prueba para determinar la operación apropiada de la frecuencia de

caída debe ser 59.2 y 60.6 Hz. Cuando la frecuencia de la instalación está fuera

del rango de 59.3-60.5 Hz, el inversor debe desconectar la instalación en cerca de

6 ciclos.

PROTECCIÓN A ISLAS

Los sistemas FV están protegidos contra la inmensa mayoría de situaciones

potenciales de isla por esquemas de detección de tensiones y frecuencias

discutidas anteriormente. Cada circunstancia requerirá un balance de generación-

carga de tal forma que la frecuencia y tensión de ambos permanezca dentro de los

límites descritos.

Una instalación deseable para asegurar en contra de establecimientos de islas

soportadas por sistemas recursos distribuidos FV debe requerir el uso de

inversores anti-isla.

RECONEXIÓN DESPUÉS DE UNA PERTURBACIÓN EN LA INSTALACIÓN

Siguiendo un evento prohibido causado por un sistema FV para desconectar una

línea de la instalación, la energización de la línea debe permanecer desactivada

hasta que la tensión y frecuencia continúe normal y hayan sido objeto de

mantenimiento por la instalación por un mínimo de 5 minutos, tiempo al cual el

inversor está autorizado para reconectar automáticamente el sistema FV a la

instalación.


35

INYECCIÓN DE CORRIENTE DIRECTA

El sistema FV no debe inyectar corriente c.d. mayor al 0.5% de la corriente

nominal hacia la interface a.c. bajo cada una de las condiciones normales y

anormales de operación.

PUESTA A TIERRA

El sistema FV y la interconexión del equipo debe ser puesto a tierra de acuerdo

con los códigos aplicables.

3.2. NORMA CHILENA

3.2.1. Norma técnica sobre conexión y operación de pequeños medios de generación distribuidos en instalaciones de media tensión.

ARTÍCULO 1-7

Las exigencias tanto de diseño como de conexión, pruebas y operación de

pequeños medios de generación distribuidos (PMGD) se establecerán en

conformidad con las normas vigentes y, en ausencia de disposiciones nacionales

sobre tales materias, se aplicarán analógicamente, para fines interpretativos,

normas internacionales.

ARTÍCULO 2-4

La conexión de un PMGD a un alimentador de distribución no requiere de obras

adicionales si la relación cortocircuito – potencia es mayor a 20. Sin embargo, este

cálculo deberá ser sustentado adjuntando las correspondientes simulaciones en

estado estacionario y dinámico del sistema.


36

ARTÍCULO 3-4

La conexión de PMGD a redes de media tensión se hará siempre a través de

transformadores con uno de sus devanados en conexión delta. Se implementará

una conexión ΔY (delta en media tensión) en el caso en que coexistan consumos

e inyecciones a redes del SD, y conexión YΔ (estrella en media tensión aterrizada)

en los casos que únicamente exista inyección. Para el caso de PMGD

asincrónicos, la velocidad de partida debe estar entre el 95 y 105% de su

velocidad de sincronismo. Si el PMGD sólo pudiese partir como motor, deberá

convenir con la empresa correspondiente las condiciones de conexión a la red de

media tensión.

Para controlar la energía reactiva suministrada a la red, los PMGD sincrónicos

dispondrán de un control de excitación que permita regular la energía reactiva

suministrada a la red.

ARTÍCULO 3-5

El interruptor de acoplamiento debe permitir la desconexión automática del PMGD

bajo corrientes de falla cuando actúen sobre él las protecciones del mismo. Por lo

tanto, para la conexión del PMGD con el Sistema de Distribución (SD), este equipo

de maniobras deberá contar con capacidad de interrupción ante las corrientes de

falla previstas en el punto de conexión seleccionado. Lo anterior corresponde a un

interruptor de poder, o reconectador, o interruptor de motor para PMGD. Este

equipo, debe asegurar separación galvánica de todas las fases. En el caso de

PMGD con convertidor de frecuencia o con inversor, el equipo de maniobra deberá

estar entre el SD y el convertidor o inversor, según corresponda. Si el interruptor

está en la misma ubicación del convertidor o inversor, no deberá ser afectado en


37

su funcionamiento como elemento de maniobra por un cortocircuito en el

convertidor o en el inversor.

ARTÍCULO 3-6

La Instalación de Conexión se realizará a través de un paño de maniobras

compuesto por un interruptor, un equipo de corte visible, los equipos de control y

las protecciones de desacoplamiento. Dicha instalación permitirá la separación

galvánica completa, esto es las 3 fases, y será accesible en todo momento al

personal de la Empresa Distribuidora.

Las partes de la Instalación de Conexión que están unidas galvánicamente con la

red de media tensión del SD deberán disponer de protección contra descargas

atmosféricas y sobre tensiones. La ejecución de estas instalaciones de maniobra,

así como de la totalidad de la subestación de conexión, se realizarán conforme lo

establecido en el Artículo 1-7 de la presente norma técnica (NT).

ARTÍCULO 3-7

Cuando el PMGD se conecte a un paño de subestación, éste deberá ser

incorporado a los enclavamientos respectivos de la misma, de tal forma de

mantener los niveles de seguridad de la subestación. En el caso de una conexión

en derivación desde una línea de media tensión se implementarán los siguientes

enclavamientos:

a) Desconectador de puesta a tierra, frente a tensión;

b) Desconectador de puesta a tierra, frente a desconectador; y

c) Desconectador, frente a interruptor.


38

Además, en caso de ser necesario, se deberán implementar enclavamientos

específicos dependientes del PMGD.

ARTÍCULO 3-8

El esquema de puesta a tierra de la Instalación de Conexión de un PMGD no debe

originar sobre tensiones que excedan la capacidad de los equipos conectados al

SD ni tampoco alterar la coordinación de la protección contra fallas a tierra de la

red de media tensión del SD.

ARTÍCULO 3-9

La conexión de un PMGD no debe hacer que se sobrepase la capacidad de los

equipos existentes en el SD, ni la capacidad de interrumpir cortocircuitos en ella.

La conexión de un PMGD no debe causar la operación de interruptores o

desconectadores existentes en el SD, ni impedir su cierre o recierre. Tampoco

debe obligar a un cambio en las prácticas de despeje de fallas en el SD. No se

deberá ocupar equipos que no estén aprobados para ello, en particular, en las

funciones de separación o conexión de un PMGD, dar respaldo a un interruptor y

en general en la operación con carga.

ARTÍCULO 3-10

En caso de que la tensión del SD en el punto de conexión presente un rango de

variación que supere las exigencias establecidas, se recomienda que el

transformador de media a baja tensión de la Instalación de Conexión tenga un

rango de regulación bajo carga suficiente, de manera de compensar en todas las

instalaciones de baja tensión la banda de variación que presente la tensión en la

red de media tensión.


39

ARTÍCULO 3-11

En el caso de PMGD sincrónicos directamente conectados a la red de media

tensión del SD, el dispositivo de sincronización requerido para cumplir con las

condiciones de sincronización deberá contener un equipamiento de medida,

consistente en un doble medidor de frecuencia, un doble medidor de tensión y un

medidor de tensión cero. Se exigirá un dispositivo de sincronización automático.

Asimismo, si la empresa correspondiente cuenta con un sistema SCADA para la

operación del SD, esta última podrá convenir con el propietario del PMGD que

efectúe las inversiones necesarias para incorporar sus instalaciones a este

sistema SCADA.

ARTÍCULO 3-12

Los medidores destinados a facturación, y los aparatos de control

correspondientes, deberán quedar ubicados en el punto de conexión. Para el

caso de autoproductores, se deberán realizar mediciones tanto de las inyecciones

como de los consumos del autoproductor.

ARTÍCULO 3-14

La Instalación de Conexión dispondrá de una alimentación de consumos propios

desde el SD, así como de un abastecimiento de servicios auxiliares independiente

del SD, normalmente baterías. La capacidad deberá estar dimensionada para

operar durante 8 horas toda la Instalación de Conexión, con todos los elementos

secundarios, protecciones y auxiliares, cuando falte el apoyo desde la red de

media tensión. No estará permitido operar la Instalación de Conexión, si la tensión

medida en bornes de las baterías está por debajo de los niveles mínimos

recomendados por el fabricante.


40

ARTÍCULO 3-15

Las medidas de protección para el PMGD tales como protección contra

cortocircuitos, protección contra sobrecargas y protección contra descargas

eléctricas, deberán ser implementadas. En instalaciones que pueden operar en

isla, la protección deberá estar garantizada también bajo esta forma de operación.

Además, en caso de desviaciones inaceptables de la tensión o de la frecuencia,

deberán implementarse medidas adicionales, con protecciones que abran el

interruptor de acoplamiento, mediante el empleo de relés de frecuencia y de

voltaje. Adicional a ello, el PMGD contará con una protección de potencia inversa.

La protección de la Instalación de Conexión contra variaciones de la tensión

deberá ser implementada trifásicamente. Si la tensión se mide en el nivel de baja

tensión o media tensión, se medirá entre fases. Las protecciones contra caída o

subida de la frecuencia pueden ser implementadas monofásicamente. Los ajustes

deberán permitir su lectura y control en las protecciones, sin la necesidad de

elementos adicionales. Lo anterior también será válido en el caso de protecciones

integradas.

ARTÍCULO 3-18

La elevación de tensión originada por los PMGD que operan en una red de media

tensión de un SD no debe exceder, en el punto de repercusión asociado a cada

uno de ellos, el 6% de la tensión existente sin dichas inyecciones.

ARTÍCULO 3-19

El PMGD debe permitir su sincronización al SD sin originar oscilaciones de tensión

en el punto de repercusión mayores que un ±6% de la tensión previa a la


41

sincronización y sin originar parpadeo que exceda los límites estipulados en el Art.

3-33.

En el caso de generadores sincrónicos, los ajustes máximos del equipo de

sincronización automática serán los siguientes:

a) Diferencia de tensión ΔV < ±10%

b) Diferencia de frecuencia Δf < ±0,5 Hz

c) Diferencia de ángulo de fase Δφ < ±10º

ARTÍCULO 3-20

El PMGD no podrá energizar la red de media tensión del SD, o parte de éste,

cuando la red se encuentre desenergizada, salvo autorización y coordinación

previa con la Empresa Distribuidora.

ARTÍCULO 3-21

Si la potencia reactiva inyectada por el PMGD presenta oscilaciones que generan

variaciones superiores o iguales al 5% de la tensión de suministro en el punto

repercusión asociado, la compensación de reactivos deberá ser regulada

automáticamente.

Los condensadores de compensación instalados junto al PMGD no podrán ser

conectados a la red de media tensión del SD antes de sincronizar el generador, y

deberán ser desconectados simultáneamente con desconectar el generador. Las

maniobras de conexión y desconexión de equipos de compensación reactiva se

deberán realizar en conformidad con el mecanismo de coordinación acordado con

la empresa respectiva.


42

ARTÍCULO 3-22

La Instalación de Conexión deberá ser capaz de resistir interferencia

electromagnética, de acuerdo a lo establecido por el Artículo 1-7 de la presente

NT, sin que la existencia de interferencias lleve a un cambio de Estado de

Operación o a una operación falsa de ella.

ARTÍCULO 3-23

La Instalación de Conexión deberá ser capaz de resistir ondas de tensión y

corriente, de acuerdo a lo establecido por el Artículo 1-7 de la presente NT.

ARTÍCULO 3-24

El equipo de cierre de la Instalación de Conexión deberá ser capaz de resistir un

220% de la tensión de suministro.

ARTÍCULO 3-28

Si cualquiera de las tensiones entre fases medidas alcanza uno de los rangos

indicados, el PMGD deberá separarse de la red de media tensión del SD, en el

tiempo de despeje señalado. Los ajustes de tensión y tiempo de despeje podrán

ser ajustables en terreno.

Tabla 10. Rangos de Tensión de fase.

Rango de tensión [% de Vn] Tiempo de despeje [Segundos]

V < 50 0,16

50 ≤ V ≤ 90 2,00


43

110 < V < 120 1,00

V ≥ 120 0,16

ARTÍCULO 3-29

Cuando la frecuencia nominal del SD está en los rangos indicados, el PMGD

deberá separarse de la red de media tensión del SD, en los tiempos de despeje

señalados que se indican. Los ajustes de frecuencia y tiempo de despeje podrán

ser ajustables en terreno.

Tabla 11. Rangos de frecuencia.

Rango de frecuencia [% de Fn] Tiempo de despeje [Segundos]

> 50,5 0,16

(49,5 a 48) De 16 a 300

< 48 0,16

ARTÍCULO 3-30

Se exigirá una protección contra pérdida del sincronismo, de modo de cumplir con

lo establecido en el Artículo 3-33 de la presente NT.

ARTÍCULO 3-31

El PMGD no podrá ser conectado a la red de media tensión del SD, luego de

ocurrida una perturbación en la red de media tensión, hasta que la tensión y la

frecuencia en el punto de conexión estén en los rangos 0,94 a 1,06 VC y 49,6 a

50,4 Hz, respectivamente.


44

ARTÍCULO 3-32

Un PMGD y su Instalación de Conexión no deberán inyectar una corriente

continua superior al 0,5% del valor de la corriente nominal en el punto de

conexión.

ARTÍCULO 3-33

El PMGD no deberá crear una severidad de oscilación molesta para otros usuarios

del SD. Lo anterior se medirá conforme a lo establecido en la normativa vigente.

ARTÍCULO 3-34

Las corrientes y tensiones armónicas generadas por PMGD con inversores o

convertidores de frecuencia deberán ser documentadas por el fabricante mediante

un informe sobre pruebas a un prototipo.

Las corrientes y tensiones armónicas inyectadas por el PMGD no deberán superar

los límites dispuestos en la normativa vigente.

ARTÍCULO 3-35

En caso de presentarse una operación en isla de manera involuntaria debido a

una falla en el SD, la Instalación de Conexión del PMGD deberá detectar la

situación y desconectarse de la red de media tensión del SD en un tiempo máximo

de 2 segundos.


45

ARTÍCULO 4-2

Las pruebas de diseño se aplicaran a un mismo equipo en el siguiente orden:

1) Respuesta a tensión y frecuencia anormales

2) Sincronización

3) Prueba integral de conexión

4) Prueba de formación fortuita de isla

5) Limitación de la inyección DC.

6) Armónicos

ARTÍCULO 4-16

Una vez conectado el PMGD se deben llevar a cabo las siguientes pruebas de

puesta en servicio:

a) Prueba de potencia inversa o de potencia mínima

b) Prueba de funcionamiento de la formación y no formación de isla

c) Prueba de funcionamiento de la separación del SD

d) Prueba de la instalación compensadora de reactivos

e) Prueba de funcionamiento de operación programada en isla

ARTÍCULO 5-1

El Operador del PMGD deberá mantener siempre en buenas condiciones técnicas

todas las instalaciones requeridas para la operación coordinada con la Empresa

Distribuidora o con la Empresa con Instalaciones de Distribución, en su caso. Para

ello, se deberá probar, en intervalos regulares de un año, el correcto

funcionamiento de interruptores y protecciones.


46

ARTÍCULO 5-2

La Empresa Distribuidora o con la Empresa con Instalaciones de Distribución, en

su caso, podrá solicitar en cualquier momento una verificación del interruptor de

acoplamiento y de las protecciones para la desconexión. Si acaso la operación del

SD lo exige, la empresa respectiva podrá indicar valores de ajuste modificados

para las protecciones.

ARTÍCULO 5-3

La Empresa Distribuidora o la Empresa con Instalaciones de Distribución, en su

caso, podrá desconectar a un PMGD del SD, sin previo aviso, en caso de peligro y

de perturbaciones que afecten sus propias instalaciones. Esto también es válido

para el caso en que la superación de la potencia inyectada máxima comprometa la

operación del SD de la empresa correspondiente.

3.3. NORMA ESPAÑOLA

3.3.1. Real decreto 1663/2000, de 29 de Septiembre sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.

ARTÍCULO 1. ÁMBITO DE APLICACIÓN.

El presente Real Decreto será de aplicación a las instalaciones fotovoltaicas de

potencia nominal no superior a 100 kVA y cuya conexión a la red de distribución

se efectúe en baja tensión. A estos efectos, se entenderá por conexión en baja

tensión aquella que se efectúe en una tensión no superior a 1 kV.


47

ARTÍCULO 7. OBLIGACIONES DEL TITULAR DE LA INSTALACIÓN.

1. El titular de la instalación fotovoltaica es responsable de mantener la

instalación en perfectas condiciones de funcionamiento, así como de los

aparatos de protección e interconexión.

2. En el caso de que se haya producido una avería en la red o una

perturbación importante relacionada con la instalación y justificándolo

previamente, la empresa distribuidora podrá verificar la instalación sin

necesidad de autorización previa de la autoridad competente. A estos

efectos se entenderá por perturbación importante aquella que afecte a la

red de distribución haciendo que el suministro a los usuarios no alcance los

límites de calidad del producto establecidos para este caso por la normativa

vigente.

3. En el caso de que una instalación fotovoltaica perturbe el funcionamiento de

la red de distribución, incumpliendo los límites establecidos de

compatibilidad electromagnética, de calidad de servicio o de cualquier otro

aspecto recogido en la normativa aplicable, la empresa distribuidora lo

comunicará a la Administración competente y al titular de la instalación, al

objeto de que por éste se proceda a subsanar las deficiencias en el plazo

máximo de setenta y dos horas.

4. El titular de la instalación deberá disponer de un medio de comunicación

que ponga en contacto, de forma inmediata, los centros de control de la red

de distribución con los responsables del funcionamiento de las instalaciones

fotovoltaicas.


48

ARTÍCULO 8. CONDICIONES TÉCNICAS DE CARÁCTER GENERAL.

1. El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas a que se refiere el

presente Real Decreto no deberá provocar en la red averías, disminuciones

de las condiciones de seguridad ni alteraciones superiores a las admitidas

por la normativa que, de acuerdo con la disposición adicional única del

presente Real Decreto, resulte aplicable.

Asimismo, el funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a

condiciones peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y

explotación de la red de distribución.

2. En el caso de que la línea de distribución se quede desconectada de la red,

bien sea por trabajos de mantenimiento requeridos por la empresa

distribuidora o por haber actuado alguna protección de la línea, las

instalaciones fotovoltaicas no deberán mantener tensión en la línea de

distribución.

3. Las condiciones de conexión a la red se fijarán en función de la potencia de

la instalación fotovoltaica, con objeto de evitar efectos perjudiciales a los

usuarios con cargas sensibles.

4. Para establecer el punto de conexión a la red de distribución se tendrá en

cuenta la capacidad de transporte de la línea, la potencia instalada en los

centros de transformación y las distribuciones en diferentes fases de

generadores en régimen especial provistos de inversores monofásicos.

3. En el circuito de generación hasta el equipo de medida no podrá

intercalarse ningún elemento de generación distinto del fotovoltaico, ni de

acumulación o de consumo.


49

4. En el caso de que una instalación fotovoltaica se vea afectada por

perturbaciones de la red de distribución se aplicará la normativa vigente

sobre calidad del servicio.

ARTÍCULO 9. CONDICIONES ESPECÍFICAS DE INTERCONEXIÓN.

1. Se podrán interconectar instalaciones fotovoltaicas en baja tensión siempre

que la suma de sus potencias nominales no exceda de 100 kVA. La suma

de las potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a una

línea de baja tensión no podrá superar la mitad de la capacidad de

transporte de dicha línea en el punto de conexión, definida como capacidad

térmica de diseño de la línea en dicho punto. En el caso de que sea preciso

realizar la conexión en un centro de transformación, la suma de las

potencias de las instalaciones en régimen especial conectadas a ese centro

no podrá superar la mitad de la capacidad de transformación instalada para

ese nivel de tensión. En caso de desacuerdo, será de aplicación lo previsto

en el artículo 4.5 de este Real Decreto.

2. Si la potencia nominal de la instalación fotovoltaica a conectar a la red de

distribución es superior a 5 kW, la conexión de la instalación fotovoltaica a

la red será trifásica. Dicha conexión se podrá realizar mediante uno o más

inversores monofásicos de hasta 5 kW, a las diferentes fases, o

directamente un inversor trifásico.

3. En la conexión de una instalación fotovoltaica, la variación de tensión

provocada por la conexión y desconexión de la instalación fotovoltaica no

podrá ser superior al 5% y no deberá provocar, en ningún usuario de los

conectados a la red, la superación de los límites indicados en el

Reglamento electrotécnico para baja tensión.


50

4. El factor de potencia de la energía suministrada a la empresa distribuidora

debe ser lo más próximo posible a la unidad.

ARTÍCULO 10. MEDIDAS Y FACTURACIÓN.

1. Cuando existan consumos eléctricos en el mismo emplazamiento que la

instalación fotovoltaica, éstos se situarán en circuitos independientes de los

circuitos eléctricos de dicha instalación fotovoltaica y de sus equipos de

medida. La medida de tales consumos se realizará con equipos propios e

independientes, que servirán de base para su facturación.

El contador de salida tendrá capacidad de medir en ambos sentidos, y, en

su defecto, se conectará entre el contador de salida y el interruptor general

un contador de entrada. La energía eléctrica que el titular de la instalación

facturará a la empresa distribuidora será la diferencia entre la energía

eléctrica de salida menos la de entrada a la instalación fotovoltaica. En el

caso de instalación de dos contadores no será necesario contrato de

suministro para la instalación fotovoltaica.

2. Las características del equipo de medida de salida serán tales que la

intensidad correspondiente a la potencia nominal de la instalación

fotovoltaica se encuentre entre el 50 por 100 de la intensidad nominal y la

intensidad máxima de precisión de dicho equipo.

ARTÍCULO 11. PROTECCIONES

1. Interruptor general manual, que será un interruptor magneto térmico con

intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa

distribuidora en el punto de conexión. Este interruptor será accesible a la


51

empresa distribuidora en todo momento, con objeto de poder realizar la

desconexión manual.

2. Interruptor automático diferencial, con el fin de proteger a las personas en el

caso de derivación de algún elemento de la parte continúa de la instalación.

3. Interruptor automático de la interconexión, para la desconexión-conexión

automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o

frecuencia de la red, junto a un relé de enclavamiento.

4. Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49

Hz, respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um,

respectivamente).

5. El rearme del sistema de conmutación y, por tanto, de la conexión con la

red de baja tensión de la instalación fotovoltaica será automático, una vez

restablecida la tensión de red por la empresa distribuidora.

6. Podrán integrarse en el equipo inversor las funciones de protección de

máxima y mínima tensión y de máxima y mínima frecuencia y en tal caso

las maniobras automáticas de desconexión-conexión serán realizadas por

éste. En este caso sólo se precisará disponer adicionalmente de las

protecciones de interruptor general manual y de interruptor automático

diferencial, si se cumplen las siguientes condiciones:

a) Las funciones serán realizadas mediante un contactor cuyo rearme será

automático, una vez se restablezcan las condiciones normales de

suministro de la red.

b) El contactor, gobernado normalmente por el inversor, podrá ser activado

manualmente.


52

c) El estado del contactor («on/off»), deberá señalizarse con claridad en el

frontal del equipo, en un lugar destacado.

d) En caso de que las funciones de protección sean realizadas por un

programa de «software» de control de operaciones, los precintos físicos

serán sustituidos por certificaciones del fabricante del inversor, en las que

se mencione explícitamente que dicho programa no es accesible para el

usuario de la instalación.

ARTÍCULO 12. CONDICIONES DE PUESTA A TIERRA DE LAS

INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS.

La puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas interconectadas se hará

siempre de forma que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de

la empresa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencias de

defectos a la red de distribución.

La instalación deberá disponer de una separación galvánica entre la red de

distribución de baja tensión y las instalaciones fotovoltaicas, bien sea por medio de

un transformador de aislamiento o cualquier otro medio que cumpla las mismas

funciones, con base en el desarrollo tecnológico. Las masas de la instalación

fotovoltaica estarán conectadas a una tierra independiente de la del neutro de la

empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento electrotécnico para baja

tensión, así como de las masas del resto del suministro.

ARTÍCULO 13. ARMÓNICOS Y COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA.

Los niveles de emisión e inmunidad deberán cumplir con la reglamentación

vigente.


53

3.3.2. Reglamento electrotécnico para baja tensión, Instalaciones generadoras de baja tensión ITC-BT-40.

CONDICIONES PARA LA CONEXIÓN

Instalaciones generadoras asistidas

En la instalación interior la alimentación alternativa (red o generador) podrá

hacerse en varios puntos que irán provistos de un sistema de conmutación para

todos los conductores activos y el neutro, que impida el acoplamiento simultaneo a

ambas fuentes de alimentación.

En el caso en el que este previsto realizar maniobras de transferencia de carga sin

corte, la conexión de la instalación generadora asistida con la red de distribución

pública se hará en un punto único y deberá cumplirse los siguientes requisitos:

- Sólo podrán realizar maniobras de transferencia de carga sin corte los

generadores de potencia superior a 100kVA

- En el momento de interconexión entre el generador y la red de distribución

pública, se desconectará el neutro del generador de tierra

- Deberá incluirse un sistema de protección que imposibilite el envió de

potencia del generador a la red.

- Deberán incluirse sistemas de protección por tensión del generador fuera

de límites , frecuencia fuera de los límites, sobrecarga, y cortocircuito,

enclavamiento para no poder energizar la línea sin tensión y protección por

fuera de sincronismo.

- Dispondrá de un equipo de sincronización y no se podrá mantener la

interconexión más de 5 segundos.


54

Potencias máximas de las centrales interconectadas en baja tensión

Con carácter general la interconexión de centrales generadoras a las redes de

baja tensión de 3x400/230 V será admisible cuando la suma de las potencias

nominales de los generadores no exceda de 100 kA, ni de la mitad de la

capacidad de la salida del centro de transformación correspondiente de la línea de

la red de distribución publica a la que se conecta la central.

Generadores asíncronos.

La caída de tensión que puede producirse en la conexión de los generadores no

será superior al 3% de la tensión de la red.

La conexión de un generador asíncrono a la red no se realizara hasta que,

accionados por la turbina o el motor, este haya adquirido una velocidad entre el 90

y el 100% de la velocidad de sincronismo.

Generadores síncronos.

La conexión de la central a la red de distribución pública deberá efectuarse cuando

en la operación de sincronización las diferencias entre las magnitudes eléctricas

del generador y la red no sean superiores a las siguientes:

• Diferencia de tensiones ± 8%

• Diferencia de frecuencia ± 0,1%

• Diferencia de fase ± 10°

Los puntos donde no exista equipo de sincronismo y sea posible la puesta en

paralelo, entre la generación y la red de distribución pública, dispondrán de un

enclavamiento que impida la puesta en paralelo.


55

Equipos de maniobra y medida a disponer en el punto de interconexión

En el origen de la instalación interior y en el punto único y accesible de forma

permanente a la empresa distribuidora de energía eléctrica, se instalará un

interruptor automático sobre el que actuará un conjunto de protecciones. Estas

deben garantizar que las faltas internas de la instalación no perturben el correcto

funcionamiento de las redes a las que están conectadas y en caso de defecto de

estas, debe desconectar el interruptor de la interconexión que no podrá reponerse

hasta que exista tensión estable en la red de distribución pública.

El interruptor de acoplamiento llevara un contacto auxiliar que permita desconectar

el neutro de la red de distribución pública y conectar a tierra el neutro de la

generación cuando esta deba trabajar independientemente de aquella.

Cuando se prevea la entrega de energía de la instalación generadora a la red de

distribución pública, se dispondrá, al final de la instalación de enlace, un equipo de

medida que registre la energía suministrada por el autogenerador. Este equipo de

medida podrá tener elementos comunes con el equipo que registre la energía

aportada por la red de distribución pública, siempre que los registros de la energía

en ambos sentidos se contabilicen de forma independiente.

En las instalaciones generadoras con generadores asíncronos se dispondrá

siempre un contador que registre la energía reactiva absorbida por éste.

Control de la energía reactiva

En las instalaciones con generadores asíncronos, el factor de potencia de la

instalación no será inferior a 0,86 a la potencia nominal y para ello, cuando sea

necesario, se instalaran las baterías de condensadores precisas.


56

Las instalaciones anteriores dispondrán de dispositivos de protección adecuados

que aseguren la desconexión en un tiempo inferior a 1 segundo cuando se

produzca una interrupción en la red de distribución pública.

La empresa distribuidora de energía eléctrica podrá eximir de la compensación del

factor de potencia en el caso de que pueda suministrar la energía reactiva.

Los generadores síncronos deberán tener una capacidad de generación de

energía reactiva suficiente para mantener el factor de potencia entre 0,8 y 1 en

adelanto o retraso. Con objeto de mantener estable la energía reactiva

suministrada se instalará un control de la excitación que permita regular la misma.

CABLES DE CONEXIÓN

Los cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad no

inferior al 125% de la máxima intensidad del generador y la caída de tensión entre

el generador y el punto de interconexión a la red de distribución pública o a la

instalación interior, no será superior al 1,5% para la intensidad nominal.

FORMA DE LA ONDA

La tensión generada será prácticamente senoidal, con una tasa máxima de

armónicos, en cualquier condición de funcionamiento de:

• Armónicos de orden par: 4/n

• Armónicos de orden 3: 5

• Armónicos de orden impar (≥5): 25/n

La tasa de armónicos es la relación, en %, entre el valor eficaz del armónico de

orden n y el valor eficaz del fundamental.


57

PROTECCIONES

En las instalaciones de generación que puedan estar interconectadas a la red de

distribución pública, se dispondrá un conjunto de protecciones que actúen sobre el

interruptor de interconexión, situadas en el origen de la instalación interior. Estas

corresponderán a un modelo homologado y deberán estar debidamente

verificadas y precintadas por un laboratorio reconocido.

Las protecciones mínimas a disponer serán las siguientes:

- De sobre intensidad, mediante relés directos magnetotérmicos o solución

equivalente.

- De mínima tensión instantáneos, conectados entre las fases y neutro y que

actuarán, en un tiempo inferior a 0,5 segundos, a partir de que la tensión

llegue al 85% de su valor asignado.

- De sobretensión, conectado entre una fase y neutro, y cuya actuación debe

producirse en un tiempo inferior a 0,5 segundos, a partir de que la tensión

llegue al 110% de su valor asignado.

- De máxima y mínima frecuencia, conectado entre fases, y cuya actuación

debe producirse cuando la frecuencia sea inferior a 49 Hz. o superior a 51

Hz durante más de 5 periodos.

INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA

Las centrales de instalaciones generadoras deberán estar provistas de sistemas

de puesta a tierra que, en todo momento, aseguren que las tensiones que se

pueden presentar en las masas metálicas de la instalación no superen los valores

establecidos en el reglamento sobre condiciones técnicas de garantía de

seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación.


58

Los sistemas de puesta a tierra de las centrales de instalaciones generadoras

deberán tener las condiciones técnicas adecuadas para que no produzcan

transferencias de defectos a la red de distribución pública ni a las instalaciones

privadas, cualquiera que sea su funcionamiento respecto a ésta; aisladas o

interconectadas.

La red de tierras de la instalación conectada a la generación sea independiente de

cualquier otra red de tierras. Se considera que las redes de la tierra son

independientes cuando el paso de la corriente máxima de defecto por una de

ellas, no provoca en la otra, diferencias de tensión, respecto a la tierra de

referencia, superiores a 50V.

Para la protección de las instalaciones generadoras se establecerá un dispositivo

de detección de la corriente que circula por la conexión de los neutros de los

generadores al neutro de la red de distribución pública, que desconectará la

instalación si se sobrepasa el 50% de la intensidad nominal.

3.4. NORMA IEC

3.4.1. IEC 61727. Sistemas fotovoltaicos – Características de la interconexión en el punto común de conexión (PCC).

COMPATIBILIDAD DE LA INSTALACIÓN

La calidad de energía provista por el sistema FV para las cargas AC en el sitio y

para la energía entregada a la instalación es gobernada por prácticas y estándares

en tensión, distorsión, frecuencia, armónicos y factor de potencia. La desviación

de estos estándares representa condiciones prohibidas y puede requerir que el

sistema FV sense la desviación y desconecte apropiadamente la instalación.


59

Todos los parámetros de calidad (tensión, distorsión, frecuencia, armónicos y

factor de potencia) deben ser medidos en el punto común de conexión (PCC) a

menos que se especifique otra cosa.

TENSIÓN, CORRIENTE Y FRECUENCIA

La tensión, corriente y frecuencia del sistema FV debe ser compatible con el

sistema de distribución.

RANGO NORMAL DE OPERACIÓN

Los sistemas FV interconectados al sistema normalmente no regulan tensión, ellos

inyectan corriente hacia el sistema. Por lo tanto, el rango de tensión de operación

para inversores FV es seleccionado como una función de protección que responde

a condiciones anormales del sistema, y no como una función de regulación de

tensión.

DISTORSIÓN

La operación del sistema FV no debe causar distorsiones de tensión excediendo

los límites establecidos en las secciones relevantes de la IEC 61000-3-3 para

sistemas menores de 16 A o la IEC 61000-3-5 para sistemas con corrientes de 16

A y superiores.

INYECCIÓN DC

El sistema FV no debe inyectar corrientes DC mayores al 1% de la corriente

nominal de salida del inversor hacia la interconexión AC del sistema bajo

condiciones de operación.

RANGO NORMAL DE OPERACIÓN DE LA FRECUENCIA

El sistema FV debe operar en sincronismo con el sistema de distribución, y entre

los límites definidos más adelante en el tema de altas/bajas frecuencias.


60

ARMÓNICOS Y DISTORSIONES EN LA FORMA DE ONDA

Los niveles bajos de armónicos de corriente y tensión son convenientes; los altos

niveles de armónicos incrementan el potencial de los efectos negativos en equipos

conectados.

Los niveles aceptables de armónicos de tensión y corriente dependen de las

características del sistema de distribución, tipo de servicio, aparatos/cargas

conectadas, y el establecimiento de prácticas de instalación.

La salida del sistema FV debe tener bajos niveles de distorsión de corriente para

asegurar que ningún efecto negativo sea causado en otro equipo conectado en el

sistema eléctrico.

La distorsión total de corriente debe ser menor al 5% de la salida nominal del

inversor. Cada armónico individual debe estar limitado por los porcentajes listados

en la tabla 12.

Los armónicos constantes en estos rangos deben ser menores al 25% de los

armónicos listados impares más bajos listados.

Tabla 12. Limites de distorsión de corriente

Armónicos Impares

Limite de distorsión

3r al 9° Menor que el

4,0%

11° al 15° Menor que el

2,0%


1,5%


0,6%


61

Armónicos Pares

Limite de distorsión

2°al 8° Menor que el 1,0%

10° al 32° Menor que el 0,5%

FACTOR DE POTENCIA

El sistema FV debe tener un factor de potencia en atraso mayor a 0,9 cuando la

salida es mayor al 50% de la salida nominal del inversor. Para sistemas diseñados

que proveen compensación de potencia reactiva se puede operar fuera de estos

límites con aprobación del sistema.

SEGURIDAD PERSONAL Y PROTECCIÓN DEL EQUIPO

Esta cláusula provee información y consideraciones para la seguridad y operación

apropiada de los sistemas FV conectados al sistema eléctrico.

PÉRDIDAS DE TENSIÓN EN EL SISTEMA

Para prevenir la isla, un sistema FV conectado a la red debe cesar de energizar el

sistema eléctrico de una línea de distribución desenergizada independientemente

de las cargas conectadas u otros generadores entre los límites de tiempo

especificados.

Una línea eléctrica de distribución puede desenergizarse por diferentes razones.

Por ejemplo, un interruptor de corte en una subestación se abre debido a una

condición de falla o corte de una línea de distribución durante el mantenimiento.

Si los inversores (individuales o múltiples) tienen una entrada SELV DC y tienen

potencia acumulada por debajo de 1 kW no se requiere que se desconecte

mecánicamente.


62

SOBRE/SUB TENSIONES Y FRECUENCIAS

Las condiciones anormales pueden provocar en el sistema eléctrico que requiera

una respuesta del sistema fotovoltaico conectado. Esta respuesta es para

asegurar la seguridad eléctrica de personal técnico y el público en general,

además de evitar el peligro en equipos conectados, incluyendo los sistemas

fotovoltaicos. Las condiciones anormales concernientes son la tensión y la

frecuencia excursiones por encima o por debajo de los valores establecidos en

esta cláusula, y la completa desconexión de la instalación, presentando el

potencial para una isla en un RD.

SOBRE/SUB TENSIONES

Cuando la tensión de la interconexión se desvíe fuera de las condiciones

especificadas en la tabla 13, el sistema fotovoltaico deberá dejar de energizar el

sistema eléctrico de distribución. Esto aplica para cualquier sistema monofásico o

polifásico.

Todas las discusiones con respecto a la tensión del sistema se refieren a una

tensión nominal local.

El sistema debe sensar tensiones anormales y responder a ellas. Las siguientes

condiciones deben cumplirse, con tensiones en rms y medidas en el PCC.


Voltaje (En el punto de la conexión eléctrica)

Tiempo máximo de despeje*

V < 0,5 x Vnominal 0,1 s

50% ≤ V < 85% 2,0 s

85% ≤ V ≤ 110% Operación

continua

110% < V < 135% 2,0 s

135% ≤ V 0,05 s


63

ALTAS/BAJAS FRECUENCIAS

Cuando la frecuencia de la instalación se desvía por fuera de las condiciones

específicas de los sistemas fotovoltaicos deberá dejar de energizar la línea

eléctrica. La unidad no tiene que dejar de energizar si la frecuencia vuelve a su

condición normal de operación entre el tiempo de despeje especificado.

Cuando la frecuencia de la instalación esta por fuera del rango de ± 1 Hz, el

sistema debe dejar de energizar la línea eléctrica en 0,2 s. El propósito de permitir

un rango y retardo de tiempo es permitir la continua operación para perturbaciones

de corto plazo y evitar ruidos excesivos en condiciones de baja carga.

PROTECCIÓN CONTRA ISLAS

El sistema FV deberá dejar de energizar la línea eléctrica entre 2 segundos

después del corte.

RESPUESTA PARA RESTABLECIMIENTO DE LA ENERGÍA

Siguiendo una condición fuera del rango que ha causado que el sistema FV deje

de energizar, el sistema FV no energizará la línea eléctrica de 20 segundos hasta

5 minutos después que la tensión y frecuencia de servicio se hayan recuperado en

los rangos específicos.

El retardo de energización dependerá de las condiciones locales.


64

4. CUADRO COMPARATIVO ENTRE LAS NORMAS ESTUDIADAS

REGULACIÓN DE TENSIÓN

NO APLICA IEEE 929 NORMA CHILE IEEE 1547 - IEEE 1547.3 - NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑOLAS - REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO

Los sistemas FV no

regulan tensión y si

se requiere serán

equipos que no

tengan la capacidad

sensora de corriente

bidireccional.

Un PMGD no deberá

regular activamente la

tensión en el punto de

repercusión. Si se

requiere, este servicio

deberá ser acordado

por las partes

referidas.

Los RD no

regularán

activamente la

tensión en un

PCC.

IEC 61727

Los sistemas FV interconectados al sistema normalmente no

regulan tensión. Por lo tanto, el rango de tensión de operación

para inversores FV es seleccionado como una función de

protección que responde a condiciones anormales del sistema,

y no como una función de regulación de tensión.

PUESTA A TIERRA

NO APLICA

IEEE 1547 IEEE 929 NORMA CHILE

- IEEE 1547.3

El SPT no

interrumpirá la

protección de falla a

tierra y no causará

sobretensiones que

excedan a las

ocurridas en los

El sistema FV y la

interconexión del

equipo debe ser puesto

a tierra.

La PT no debe originar

sobretensiones que

excedan la capacidad

de los equipos

conectados al SD, ni

alterar la coordinación

de la protección contra


65

equipos conectados

al área del EPS.

fallas a tierra de la red

de M.T del SD. Y debe

existir una separación

galvánica entre la red

de BT y la instalación.

REAL DECRETO REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO

NTC 2050

La PT de las

instalaciones FV

interconectadas no

alterará las

condiciones de la PT

de la red. Las masas

de la instalación FV

estarán conectadas a

una tierra

independiente de la

del neutro del

suministro.

El SPT debe:

- Asegurar que las

tensiones que se

pueden presentar en las

masas metálicas de la

instalación no superen

los valores establecidos

en el reglamento.

- Tener las condiciones

técnicas adecuadas

para que no produzcan

transferencias de

defectos a la red de

distribución pública ni a

las instalaciones

privadas; aisladas o

interconectadas.

- Ser independiente de

cualquier otra red de

tierras.

Un conductor de un

sistema Bifilar y el

neutro de uno trifilar

deben estar

conectados

sólidamente a tierra.

(690-41)

La PT de un circuito

c.c. se debe hacer en

cualquier punto del

circuito de salida FV.

(690-42)

Poner a tierra las

partes expuestas

metálicas no

portadoras de

corriente. (690-43)

Aplica sección 250.

RETIE


66

Toda instalación eléctrica cubierta por el presente Reglamento, excepto

donde se indique expresamente lo contrario, debe disponer de un

Sistema de Puesta a Tierra. Aplican todos los requisitos generales de las

puestas a tierra del art. 15.2 del RETIE (Anexo A1)

SINCRONIZACIÓN

NO APLICA

IEEE 1547 NORMA CHILE REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO

- IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE -REAL DECRETO

Las unidades de RD

se agruparán en

paralelo con el área

del EPS sin causar

fluctuaciones de

tensión en el PCC

que no sobrepasen el

± 5% del nivel de

tensión predominante

en el área EPS.

El dispositivo de

sincronización

automático deberá

contener un

equipamiento de

medida.

El PMGD debe

permitir su

sincronización al SD

sin originar

oscilaciones de

tensión en el punto

de repercusión

mayores que un ±6%

de la tensión previa a

la sincronización

La instalación

dispondrá de un equipo

de sincronización y no

se podrá mantener la

interconexión más de 5

segundos.

IEC 61727

El sistema FV debe operar en sincronismo con el sistema de

distribución.


67

REDES DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA

NO APLICA IEEE 1547 NORMA CHILE REAL DECRETO

- IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE -REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO - IEC 61727

Cualquier RD

conectado a esta

red no causará re-

cierres

operacionales o

preventivos.

La conexión de RD

solo es permitida

si la barra de la

red está

energizada más

del 50% de la

capacidad de las

protecciones

instaladas.

El PMGD no podrá ser

conectado a la red de MT

del SD, luego de ocurrida

una perturbación, hasta

que la tensión y la

frecuencia en el punto de

conexión estén en los

rangos 0,94 a 1,06 VC* y

49,6 a 50,4 Hz,

respectivamente.

La conexión

a la red de

distribución

se efectuará

en baja

tensión.

ENERGIZACIÓN INADVERTIDA DEL EPS

NO APLICA IEEE 1547 N. CHILE - IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE - REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO - REAL DECRETO - IEC 61727

El RD no deberá energizar

el área del ESP cuando

está se encuentre

desenergizada.

El PMGD no podrá energizar la

red de MT del SD, o parte de

éste, cuando la red se

encuentre desenergizada.


68

MONITOREO PROVISIONAL

NO APLICA IEEE 1547 - IEEE 1547.3 Y 929 - NORMA CHILENA - NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑOLAS - IEC 61727

Cada unidad de RD de 250kVA o más deberá tener un

suministro para monitorear sus estados de conexión,

suministro de potencia reactiva y tensión en el punto

de conexión de RD.

EQUIPO DE AISLAMIENTO

NO APLICA


- IEEE 1547.3 Y 929 - RETIE - REAL DECRETO - IEC 61727

Se debe ubicar

entre el área del

EPS y la

unidad de RD.

El RD deberá

desenergizar el

circuito del área

del EPS al cual

está conectado

previo al re-

cierre por parte

del área del

EPS

En el caso de PMGD

con convertidor de

frecuencia o con

inversor, el equipo de

maniobra deberá estar

entre el Sistema de

Distribución (SD) y el

convertidor o inversor,

según corresponda. Si

el interruptor está en la

misma ubicación del

convertidor o inversor,

no deberá ser afectado

en su funcionamiento.

Este equipo debe

asegurar separación

galvánica de todas las

fases.

El interruptor de

acoplamiento llevara un

contacto auxiliar que

permita desconectar el

neutro de la red de

distribución pública y

conectar a tierra el neutro

de la generación cuando

esta deba trabajar

independientemente de

aquella.


69

NTC 2050

Se deben instalar medios que desconecten todos los conductores

portadores de corriente en una fuente FV de los conductores de una

edificación u otra estructura (690-13). Cuando este medio no

desconecte el conductor PT, debe instalarse otro medio para ello en el

equipo de la acometida (230-74). Al lado de la fuente se permite

instalar seccionadores, DPS y diodos de bloqueo (690-14, excepción

2).

PROTECCIÓN DE LA INTERFERENCIA ELECTROMAGNÉTICA

NO APLICA IEEE 1547 NORMA CHILE REAL DECRETO - IEEE 1547.3 Y 929 - NTC 2050 -REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO - IEC 61727

La

conexión

debe tener

la

capacidad

de resistir

la

(EMI)

La Instalación deberá

ser capaz de resistir

interferencia

electromagnética, sin

que la existencia de

interferencias lleve a

un cambio de estado

de operación o a una

operación falsa de

ella.

En el caso de que una

instalación FV perturbe

el funcionamiento de la

red de distribución,

incumpliendo los límites

establecidos de

compatibilidad

electromagnética, las

deficiencias se

subsanarán en un plazo

máximo de setenta y

dos horas.

RETIE

En sitios de trabajo debe verificarse que los niveles de campo

electromagnético no superen los valores establecidos en la

tabla 17.


70

FUNCIONAMIENTO RESISTENTE

NO APLICA IEEE 1547 NORMA CHILE - IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE -REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO - IEC 61727

La conexión debe tener la

capacidad de resistir

elevaciones de tensión y

de corriente.

La Instalación de Conexión

deberá ser capaz de resistir

ondas de tensión y corriente.

RECURSOS EN PARALELO

NO APLICA


- IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE -REAL DECRETO - IEC 61727

Las fuentes

conectadas en

paralelo deben

resistir un 220% de

la tensión nominal

del sistema

interconectado.

En el caso de una

conexión en

derivación desde

una línea de MT se

implementarán los

siguientes

enclavamientos:

a) Desconectador

de puesta a tierra,

frente a tensión;

b) Desconectador

de puesta a tierra,

frente a

desconectador.

c) Desconectador,

frente a interruptor.

Los puntos donde no

exista equipo de

sincronismo y sea posible

la puesta en paralelo,

entre la generación y la

red de distribución pública,

dispondrán de un

enclavamiento que impida

la puesta en paralelo.

NTC 2050

La salida de un generador u otra fuente de generación de energía


71

eléctrica que funcione en paralelo con un sistema de suministro de

energía eléctrica, debe tener tensión, forma de onda y frecuencia

compatibles con el sistema al cual se conecta (705-14).

FALLAS EN EL ÁREA DEL EPS

NO APLICA IEEE 1547 NORMA CHILE REAL DECRETO - IEEE 1547.3 Y 929 - RETIE -REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO

La unidad de

RD deberá

desenergizar

el área del

EPS cuando

ocurran fallas

en el circuito al

cual esté

conectado.

El interruptor de

acoplamiento debe

permitir la

desconexión

automática del

PMGD bajo

corrientes de falla

cuando actúen

sobre él las

protecciones del

mismo.

En el caso de

desconexión de la red,

por trabajos de

mantenimiento o por la

actuación de alguna

protección de la línea,

las instalaciones FV no

deberán mantener

tensión en la línea de

distribución.

NTC 2050 IEC 61727

Los sistemas FV

colocados en tejados

deben tener protección

contra fallas a tierra (690-

5)

Un sistema FV conectado a la red

debe cesar de energizar el

sistema eléctrico de una línea de

distribución desenergizada,

independientemente de las

cargas conectadas u otros

generadores entre los límites de

tiempo especificados.


72

TENSIÓN

NO APLIC

A

IEEE 1547 IEEE 1547.3 IEEE 929

- RETIE

‐ Cuando alguna tensión esté en

el rango dado en la Tabla 1, el

RD deberá parar de energizar el

área del EPS en el tiempo de

despeje que se indica en la

misma tabla.

‐ RD≤ 30kW → tensiones de

referencia y tiempos de despeje

fijos o de campo ajustable.

‐ RD> 30kW → tensiones de

referencia de campo ajustable.

‐ Se realizarán mediciones

cuando:

• RD ≤ 30kW en un solo PCC.

• RD< 50% de la demanda

anual, por un tiempo de 15

m y el suministro de

potencia activa y reactiva no

está permitido.

Para la

instalación del

sistema de

monitoreo de

tensión se

requiere que

cada unidad

RD provea la

capacidad de

conectar un

equipo externo

y monitorear la

tensión, medida

en volts, en el

lado del punto

de conexión al

EPS local de la

unidad RD.

El rango de

operación

para

pequeños

sistemas FV

es 106-132 V

en una base

de 120 V,

esto es, el 88-

110 % de la

tensión

nominal. Este

rango resulta

en puntos de

caída a 105 V

y 133 V.

NORMA CHILENA REAL DECRETO

REGLAMENTO

ELECTROTÉCNICO

La elevación de tensión originada En la conexión La caída de


73

por los PMGD que operan en una

red de MT de un SD no debe

exceder, en el punto de repercusión

asociado a cada uno de ellos, el 6%

de la tensión existente sin dichas

inyecciones. Si cualquiera de las

tensiones entre fases medidas

alcanza uno de los rangos

indicados en la tabla 10, el PMGD

deberá separarse de la red de

media tensión del SD, en el tiempo

de despeje señalado. Los ajustes

de tensión y tiempo de despeje

podrán ser ajustables en terreno.

de una

instalación FV,

la variación de

tensión

provocada por

la conexión y

desconexión de

la instalación

FV no podrá

ser superior al

5% y no deberá

provocar, en

ningún usuario

de los

conectados a la

red.

tensión que

puede

producirse en

la conexión

de los

generadores

no será

superior al

3% de la

tensión de la

red.

NTC 2050 IEC 61727

La tensión nominal es la tensión

en circuito abierto y es la mayor

entre dos conductores

cualesquiera. (690-7, a)

Cuando la tensión de la

interconexión se desvíe fuera de

las condiciones especificadas en

la tabla 13, el sistema fotovoltaico

deberá dejar de energizar el

sistema eléctrico de distribución.

FRECUENCIA

NO APLICA IEEE 1547 NORMA CHILENA IEEE 929 - IEEE 1547.3 - RETIE -NORMAS

‐ Cuando la

frecuencia

esté en el

Cuando la frecuencia

nominal del SD está

en los rangos

La frecuencia del

sistema, y el sistema FV

deben operar en


74

ESPAÑOLAS

rango dado

en la Tabla 2,

el RD deberá

dejar de

energizar el

área del EPS

en el tiempo

de despeje

que se indica.

‐ RD≤ 30kW →

capacidad

pico, punto

de referencia

de frecuencia

y tiempos de

despeje fijos

o de campo

ajustable.

‐ RD> 30kW →

frecuencia de

referencia

será de

campo

ajustable.

indicados en la Tabla

11, el PMGD deberá

separarse de la red

de media tensión del

SD, en los tiempos de

despeje señalados

que se indican. Los

ajustes de frecuencia

y tiempo de despeje

podrán ser ajustables

en terreno.

sincronismo con la

instalación. Pequeños

sistemas FV deber tener

una frecuencia ajustable

en un rango de 59.3 a

60.5 Hz, y si esta fuera

de este rango el inversor

debe desconectar la

instalación en cerca de 6

ciclos. Los puntos de

prueba para la

operación apropiada de

la frecuencia de caída

debe ser 59.2 y 60.6 Hz.

NTC 2050 IEC 61727

La salida una fuente de

generación de energía

eléctrica, debe tener una

frecuencia compatible con el

Cuando la frecuencia de la

instalación se desvía por fuera de

las condiciones específicas de los

sistemas fotovoltaicos deberá dejar


75

sistema al cual se conecta.

(705-14).

de energizar la línea eléctrica.

Cuando la frecuencia de la

instalación está por fuera del rango

de ± 1 Hz, el sistema debe dejar de

energizar la línea eléctrica en 0,2 s.

RECONEXIÓN

NO APLICA

IEEE 1547 IEEE 929 REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO

- IEEE 1547.3 - RETIE -REAL DECRETO - NORMA CHILENA

Después de una

interrupción en el

área del EPS, no

debe hacerse

ninguna

reconexión de

RD hasta que la

tensión del área

esté en el rango

B de la tabla 18 y

la frecuencia

entre 59.3 a 60.5

Hz.

El sistema de

reconexión

deberá incluir un

retardo ajustable

o fijo de por

encima de 5

minutos después

Siguiendo un evento

prohibido, la energización

de la línea debe

permanecer desactivada

hasta que la tensión y

frecuencia continúe

normal y hayan sido

objeto de mantenimiento

por la instalación por un

mínimo de 5 minutos,

tiempo al cual el inversor

está autorizado para

reconectar

automáticamente el

sistema FV a la

instalación.

En el momento de

interconexión entre el

generador y la red de

distribución pública, se

desconectará el neutro

del generador de tierra


76

de que se

estabilicen la

tensión y la

frecuencia.

NTC 2050 IEC 61727

Si se pierde la fuente primaria,

todas las fuentes de generación

de energía eléctrica se deben

desconectar automáticamente

de todos los conductores no

puestos a tierra de la fuente

primaria y no se deben volver a

conectar hasta que se

restablezca el suministro de la

fuente primaria. (705-40).

Siguiendo una condición fuera del

rango que ha causado que el

sistema FV deje de energizar, el

sistema FV no energizará la línea

eléctrica de 20 segundos hasta 5

minutos después que la tensión y

frecuencia de servicio se hayan

recuperado en los rangos

específicos. El retardo de

energización dependerá de las

condiciones locales.

LIMITACIÓN DE LA INYECCIÓN DC

NO APLICA IEEE 1547 NORMA CHILE IEEE 929 - IEEE 1547.3 - NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑOLAS

Los RD y su sistema

interconectado no

deberá inyectar

corrientes DC

mayores al 0.5% del

la corriente de salida

total en el punto de

conexión.

Un PMGD y su

Instalación de

Conexión no

deberán inyectar

una corriente

continua superior al

0,5% del valor de la

corriente nominal

en el punto de

conexión.

El sistema FV no

debe inyectar

corriente DC mayor al

0.5% de la corriente

nominal hacia la

interface a.c. bajo

cada una de las

condiciones normales

y anormales de

operación.


77

IEC 61727

El sistema FV no debe inyectar corrientes DC mayores al 1% de la

corriente nominal de salida del inversor hacia la interconexión AC

del sistema bajo condiciones de operación.

LIMITACIONES DE LAS DISTORSIONES INDUCIDAS POR LA RED

NO APLICA IEEE 1547 IEEE 929 NORMA CHILENA

- IEEE 1547.3 - RETIE Y NTC -REGLAMENTO

ELECTROTÉCNICO

Los RD no deberán

crear distorsiones

desagradables a los

usuarios en el área

del EPS.

Cualquier distorsión de

tensión resultante de la

conexión del inversor al

sistema eléctrico en el

PCC no debe exceder

los límites definidos en

la curva de irritación de

la IEEE Std 519-1992.

Tabla 19.

El PMGD no

deberá crear

una severidad

de oscilación

molesta para

otros usuarios

del SD

REAL DECRETO IEC 61727

En el caso de que una

instalación FV se vea afectada

por perturbaciones de la red de

distribución se aplicará la

normativa vigente sobre calidad

del servicio.

La operación del sistema FV

no debe causar distorsiones

de tensión excediendo los

límites establecidos.


78

ARMÓNICOS

NO APLICA

IEEE 1547 IEEE 929 NORMA CHILE

- IEEE 1547.3 - NTC y RETIE

Cuando el RD

alimente cargas

lineales y

balanceadas, la

inyección de

armónicos de

corriente hacia el

área EPS en el

PCC no deben

exceder los límites

especificados en la

tabla 3.

La distorsión total de

armónicos debe ser

menor que el 5% de la

frecuencia fundamental a

la salida del inversor.

Cada armónico individual

debe ser limitado a los

porcentajes de la Tabla 8.

Cada armónico en estos

rangos debe ser menor al

25% de los límites ya

mencionados.

Las corrientes y

tensiones armónicas

generadas por PMGD

con inversores o

convertidores de

frecuencia deberán

ser documentadas por

el fabricante mediante

un informe, y éstas no

deberán superar los

límites dispuestos en

la normativa vigente

REAL DECRETO REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO

IEC 61727

Los niveles de

emisión e

inmunidad deberán

cumplir con la

reglamentación

vigente.

La tensión generada será

prácticamente senoidal,

con una tasa máxima de

armónicos, en cualquier

condición de

funcionamiento de:

- Armónicos de orden par:

4/n

- Armónicos de orden 3: 5

- Armónicos de orden

impar (≥5): 25/n

La salida del sistema

FV debe tener bajos

niveles de distorsión

de corriente para

asegurar que ningún

efecto negativo sea

causado en otro

equipo conectado en

el sistema eléctrico.

La distorsión total de

corriente debe ser

menor al 5% de la


79

salida nominal del

inversor. Cada

armónico individual

debe estar limitado

por los porcentajes

listados en la tabla 12.

Los armónicos

constantes en estos

rangos deben ser

menores al 25% de

los armónicos listados

impares.

ISLA INVOLUNTARIA

NO APLICA IEEE 1547 NORMA CHILE IEEE 929 - IEEE 1547.3 - NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑOLAS

El sistema de

interconexión del

RD deberá detectar

la isla y dejar de

energizar el área

EPS a los 2

segundos de la

formación de una

isla.

La Instalación de

Conexión del PMGD

deberá detectar la

situación de isla y

desconectarse de la

red de M.T del SD en

un tiempo máximo de

2 segundos.

Los sistemas FV

están protegidos

contra la inmensa

mayoría de

situaciones

potenciales de isla

por esquemas de

detección de

tensiones y

frecuencias

discutidas y requieren

el uso de inversores

anti-isla.

IEC 61727


80

El sistema FV deberá dejar de energizar la línea eléctrica entre 2

segundos después del corte para prevenir una isla.

PROTECCIONES

NO APLICA

IEEE 1547 NORMA CHILENA REAL DECRETO

- IEEE 1547.3 Y 929 - RETIE

- Las

protecciones de

la red no se

usarán por

separado, a

menos que sean

posicionadas y

probadas para

normas

aplicables.

- Detectarán la

frecuencia rms o

fundamental de

cada tensión

fase a fase y fase

neutro.

Las medidas de

protección para el PMGD

tales como protección

contra cortocircuitos,

protección contra

sobrecargas y protección

contra descargas

eléctricas, protecciones

que abran el interruptor

de acoplamiento mediante

el empleo de relés de

frecuencia y de voltaje,

protección de potencia

inversa, protección de la

Instalación de Conexión

contra variaciones de la

tensión, protecciones

contra caída o subida de

frecuencia, protección

contra descargas

atmosféricas y sobre

Interruptor general

manual, Interruptor

automático diferencial,

Interruptor automático

de la interconexión junto

a un relé de

enclavamiento,

Protección para la

interconexión de

máxima y mínima

frecuencia (51 y 49 Hz,

respectivamente) y de

máxima y mínima

tensión (1,1 y 0,85 Um,

respectivamente)


81

tensiones, protección

contra pérdida del

sincronismo deberán ser

implementadas.

RETIE

En el caso de generadores, se debe contar con protección contra sobre

velocidad y protección contra sobre corrientes. (Art. 17.8.1 (c))

NTC 2050 REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO

IEC 61727

La capacidad de

corriente de los

conductores y la

corriente nominal

o ajuste de

disparo de los

DPS en un

circuito del

sistema FV no

debe ser menor

al 125% de la

corriente

calculada. (690-

8).

Para la protección de las

instalaciones generadoras

se establecerá un

dispositivo de detección

de la corriente que circula

por la conexión de los

neutros de los

generadores al neutro de

la red de distribución

pública, que desconectará

la instalación si se

sobrepasa el 50% de la

intensidad nominal.

Sistema de protección

que imposibilite el envió

de potencia del generador

a la red, sistemas de

protección por tensión del

generador fuera de límites

El sistema FV deberá

tener una protección

contra corto circuito.


82

, frecuencia fuera de los

límites, sobrecarga, y

cortocircuito,

enclavamiento para no

poder energizar la línea

sin tensión y protección

por fuera de sincronismo

e interruptor automático.

Tiempo desconexión

inferior a 1 segundo.

De sobre intensidad.

Tiempo de desconexión

inferior a 0,5 segundos, a

partir de que la tensión

llegue al 85% de su valor

asignado.

De sobretensión, cuya

actuación debe producirse

en un tiempo inferior a 0,5

segundos, a partir de que

la tensión llegue al 110%

de su valor asignado.

De máxima y mínima

frecuencia, cuya

actuación debe producirse

cuando la frecuencia sea

inferior a 49 Hz o superior

a 51 Hz durante más de 5

periodos.


83

POTENCIA

NO APLICA

IEEE 1547.3 NORMA CHILENA REAL DECRETO

- IEEE 1547 Y 929 - RETIE

—La provisión de

monitoreo para

potencia activa

requiere que cada

unidad RD provea la

capacidad para

conectar un equipo

externo y monitorear

la salida de potencia

activa, en el punto

de conexión del RD.

La medida de la

potencia activa en

una unidad puede

ser usada también

para indicar cuando

la unidad está

operando.

— La provisión de

monitoreo de

potencia reactiva

requiere que cada

unidad RD provea la

capacidad para un

equipo externo para

La conexión de un

PMGD a un

alimentador de

distribución no

requiere de obras

adicionales si la

relación cortocircuito –

potencia es mayor a

20.

Aplicado a instalaciones

FV de potencia nominal

no superior a 100 kVA.

Las condiciones de

conexión a la red se

fijarán en función de la

potencia de la instalación

fotovoltaica.

Para establecer el punto

de conexión a la red de

distribución se tendrá en

cuenta la capacidad de

transporte de la línea, la

potencia instalada en los

centros de

transformación y las

distribuciones en

diferentes fases de

generadores en régimen

especial provistos de

inversores monofásicos.

La suma de las

potencias de las

instalaciones en régimen


84

conectarse y

monitorear la salida

de potencia reactiva,

medidas en kVAR,

en el punto de

conexión del RD.

Dependiendo de la

tecnología de

generación RD, la

unidad RD puede

estar dispuesta a

proveer energía

reactiva.

especial conectadas a

una línea de baja tensión

no podrá superar la

mitad de la capacidad de

transporte de dicha línea

en el punto de conexión.

Si la potencia nominal de

la instalación fotovoltaica

a conectar a la red de

distribución es superior a

5 kW, la conexión de la

instalación fotovoltaica a

la red será trifásica.

Dicha conexión se podrá

realizar mediante uno o

más inversores

monofásicos de hasta 5

kW, a las diferentes

fases, o directamente un

inversor trifásico. NTC 2050 REGLAMENTO

ELECTROTÉCNICO IEC 61727

Se permite

interconectar las

salidas del RD en el

medio de

desconexión de la

acometida u otros

puntos de los

predios si el total de

Sólo podrán realizar

maniobras de

transferencia de carga

si el corte los

generadores de

potencia superior a

100 kVA

Este documento

describe

recomendaciones

especificas para

sistemas de 10 kVA o

menos, las cuales

pueden ser utilizadas en

residencias unifamiliares


85

las fuentes de

alimentación que no

sean de la compañía

local de energía

tenga una potencia

de más de 100 kW o

la acometida sea de

más de 1000 V.

(705-12)

monofásicas o trifásicas.

INVERSORES

NO APLICA IEEE 1547.3 REAL DECRETO NTC 2050 - IEEE 1547 Y 929 - RETIE -NORMA CHILE -REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO

Los inversores

listados y etiquetados

de acuerdo con la UL

1741 incluyen la

verificación que ellos

pasan en los test de

isla involuntaria con la

IEEE Std 1547.1. Si el

EPS local se

desenergiza, este tipo

de inversor dejará de

des energizar el área

EPS y EPS local.

Este tipo de

inversores necesitan

censar la tensión y la

frecuencia, luego el

Podrán integrarse

en el equipo

inversor las

funciones de

protección de

máxima y mínima

tensión y de

máxima y mínima

frecuencia y en

tal caso las

maniobras

automáticas de

desconexión-

conexión serán

realizadas por

éste.

Los inversores se

deben identificar

para el uso en

sistemas FV.

La salida de

potencia de un

inversor de un

sistema

fotovoltaico que

interactúa con

otro(s) sistema(s)

eléctrico(s) se

debe desconectar

de forma

automática de

todos los


86

RD inmediatamente

dejará de energizar el

área EPS durante un

apagón y

resincronizará cuando

la energía sea

restaurada de

acuerdo a la IEEE Std

1547.1.

conductores no

puestos a tierra de

ése y de todos los

demás sistemas

cuando haya

pérdida de tensión

de los mismos y

no se debe volver

a conectar hasta

que se

restablezca la

tensión. 690-61.

IEC 61727

Si los inversores (individuales o múltiples) tienen una entrada

SELV DC y tienen potencia acumulada por debajo de 1 kW no

se requiere que se desconecte mecánicamente en caso de

presentarse una isla.

GENERACIÓN DE INDUCCIÓN

NO APLICA IEEE 1547.3 NORMA CHILE REAL DECRETO - IEEE 1547 Y 929 - NTC Y RETIE -REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO -IEC 61727

La protección en

conjunto para este

generador

necesitará censar el

voltaje y la

frecuencia desde el

área EPS para

desconectarla en

caso de una falla o

Para el caso de

PMGD

asincrónicos, la

velocidad de

partida debe

estar entre el 95

y 105% de su

velocidad de

sincronismo.

La conexión de un

generador

asíncrono a la red

no se realizará

hasta que,

accionados por la

turbina o el motor,

este haya adquirido

una velocidad entre


87

una condición

anormal de

operación.

el 90 y el 100% de

la velocidad de

sincronismo.

GENERADOR SÍNCRONO

NO APLICA

IEEE 1547.3 NORMA CHILENA REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO

- IEEE 1547 Y 929 - RETIE -REAL DECRETO - IEC 61727

Un sistema RD que

contenga un generador

síncrono requiere del

monitoreo de la tensión

y la corriente del área

EPS para mantener una

operación correcta

mientras está en

paralelo con el área

EPS. La protección en

conjunto para este

generador necesitará

censar el voltaje y la

frecuencia desde el

área EPS para

desconectarla en caso

de una falla o una

condición anormal de

operación.

En el caso de

generadores

sincrónicos, los

ajustes máximos

del equipo de

sincronización

automática serán

los siguientes:

a) Diferencia de

tensión ΔV <

±10%

b) Diferencia de

frecuencia Δf <

±0,5 Hz

c) Diferencia de

ángulo de fase

Δφ < ±10º

La operación de

sincronización se

realizará cuando las

diferencias entre las

magnitudes eléctricas

del generador y la red

no sean superiores a

las siguientes:

• Diferencia de

tensiones ± 8%

• Diferencia de

frecuencia ±

0,1%

• Diferencia de fase

± 10°

Los generadores

síncronos deberán tener

una capacidad de

generación de energía

reactiva suficiente para

mantener el FP entre


88

0,8 y 1 en adelanto o

retraso.

NTC 2050

Los generadores sincronizados o instalados en paralelo deben contar

con los equipos necesarios para establecer y mantener la condición de

sincronización. (705-43).

CLASES DE INSTALACIONES RD

NO APLICA IEEE 1547.3 - IEEE 1547 Y 929 - NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑOLA - NORMA CHILE -IEC 61727

CLASE 1: RD < 250 kVA. Los sistemas RD que son probables

son los pequeños fotovoltaicos (residenciales).

CLASE 2: 250 kVA ≤ RD < 1.5 MVA.

CLASE 3: 1.5 MVA ≤ RD <10 MVA.

Las clases 1 y 2 proveerán provisiones de monitoreo.

FACTOR DE POTENCIA

NO APLICA

IEEE 929 REAL DECRETO REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO

- IEEE 1547 Y 1547.3 - RETIE Y NTC -NORMA CHILE

El sistema FV

deber operar a un

FP mayor a 0.85

(en adelanto o

atraso) cuando la

salida es mayor al

10% de la

nominal.

El FP de la energía

suministrada a la

empresa

distribuidora debe

ser lo más próximo

posible a la unidad.

El FP de la instalación no

será inferior a 0,86 y para

ello, cuando sea necesario,

se instalarán las baterías de

condensadores precisas.


89

5. EJEMPLOS ESTUDIADOS SOBRE GENERACIÓN DISTRIBUIDA

A continuación presentamos cuatro ejemplos concretos de generación distribuida

a nivel mundial con el propósito de dar a conocer los beneficios que ha generado

en varios países y su impacto al medio ambiente como una alternativa para

disminuir los efectos del calentamiento global en el planeta y su contaminación.

5.1. PARQUE EÓLICO DE MIDDELGRUNDEN (DINAMARCA)

En el año 2001 se instaló el parque de Middelgrunden, cerca de la costa de

Copenhague, que consta de 20 aeroturbinas de 2 MW, y se pretende construir

otros cinco campos eólicos en el mar de 160 MW cada uno. Cada uno de estos

parques ocupará 20 Km2 y tendrá 80 aeroturbinas de 70 m de altura, con tres

palas de 40 m de longitud. De hecho, se piensa que en Dinamarca el 21% de toda

la energía suministrada en el 2010 será de origen eólico.2

2 ¨La Generación Eléctrica en el siglo XX1¨; Instituto de la Ingeniería en España; Edita Asociación Nacional de Ingenieros de I.C.A.I.; Madrid; España; pg 205.

IEC 61727

El sistema FV debe tener un factor de potencia en atraso mayor a 0,9

cuando la salida es mayor al 50% de la salida nominal del inversor.

Para sistemas diseñados que proveen compensación de potencia

reactiva se puede operar fuera de estos límites con aprobación del

sistema.


90

Figura 1. Parque Middelgrunden

La producción anual del parque eólico está estimado en 99,000 MWh, de los

cuales se garantiza una producción de 89,000 MWh por año. La eficiencia del

parque está estimada en un 93.3%. Un ejemplo que este negocio de energía

renovable es rentable y beneficioso son los diagramas que ha publicado la

Corporación del Parque eólico de Middelgrunden donde se compara la producción

y el presupuesto (Budget) desde cuando inició el parque hasta el día de hoy. En

los siguientes diagramas comparamos la producción del parque cuando se

inauguró (2001) y la producción en el año 20033:

3 www.middelgrunden.dk


91

Figura 2. Producción en el año 2001

Figura 3. Producción en el año 2003

Además el impacto ecológico ha sido inmenso, entre los que están:


92

‐ Por más de 100 años Middelgrunden fue utilizado como vertedero de

escombros, materiales de construcción, y barro contaminante. Luego de la

construcción del parque su descontaminación ha sido notable.

‐ El 50% del lecho marino del parque está cubierto de vegetación, lo que da

sustento a muchos animales que viven allí.

‐ Muchos peces están a salvo por este parque. Los mejillones y anguilas

ocupan cerca del 10 al 15% de área del parque, y son un filtro importante

del agua y alimento para la fauna que existe allí.

‐ Los niveles de ruido nunca han sido excedidos: 40 dB para zonas

habitadas, y 45 dB para zonas recreacionales4.

También existen ventajas energéticas del parque como generación distribuida:

‐ Se han suplido los picos de demanda en gran parte del año con este parque

en el País.

‐ El consumo de su ciudad de origen (Copenhague) es solo del 4% de su

producción total, luego es un parque muy competitivo.

‐ Han recibido un reembolso anual todos los años por utilizar energía verde.

5.2. PANELES FOTOVOLTAICOS EN CASTILLA Y LEÓN (ESPAÑA) En Castilla y León, en el año 2001, se instalaron 7.300 m2 de paneles

heliotérmicos y 276 kW-pico de paneles fotovoltaicos. La evolución en la

Comunidad Autónoma de Castilla y León ha sido la siguiente5:

4 ¨Middelgrunden Offshore- The project¨; boletín informativo para clientes y comerciantes asociados al parque Middelgrunden; Julio 01/2001. 5 www.energiadiario.com


93

Tabla 14. Evolución en la Comunidad Autónoma de Castilla y León.

Situación

31/12/2000

Situación

31/12/2007 Evolución

Datos por habitante (2000

- 2007)

10.223 m2 63.085 m2 Multiplicado por

6,2 21,1 m2/1000 hab.

Debido a que en muchas zonas se imposibilita o no es rentable realizar la

instalación y conexión a la red, la comunidad de Castilla y León ha evolucionado

bastante también en el abastecimiento energético en ubicaciones dónde se

encarece notablemente el coste de instalación

La evolución en Castilla y León de la energía solar fotovoltaica es la siguiente:

Tabla 15. Evolución en Castilla y León de la energía solar fotovoltaica.

Situación

31/12/2000

Situación

31/12/2007 Evolución

Datos por habitante (2000

- 2007)

573 kWp 68.762 kWp Multiplicado por

120 27,3 kWp/1000 hab.

La energía solar fotovoltaica conectada a red permite una cierta descentralización

de la producción eléctrica, acercándola a los puntos de consumo en un exponente

de la generación eléctrica distribuida. Este sector ha experimentado un

espectacular incremento en estos últimos tiempos pasando de los 3,5 MW

instalados a finales de 2005 a los más de 68 MW instalados en la actualidad. En

total, en la Comunidad de Castilla y León se instalaron 12.615,08 kilovatios de

energía solar fotovoltaica en el 2006, 11.675 kilovatios más que en el año 2005.

Respecto a las empresas instaladoras, más de 60 están operando en este sector,

con un empleo mantenido de 240 personas en solar térmica y 950 en fotovoltaica.


94

Entre ellas destacar que alguna de ellas ya ha instalado sistemas de refrigeración

solar y que otra posee una importante red de franquicias a nivel nacional.

La evolución anual experimentada en la superficie y potencia instalada en Castilla

y León es la siguiente.

Tabla 16. Energía Solar Térmica (Superficie instalada anualmente, en m2)

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Total Instalado 2.895 4.798 6.601 8.254 14.884 7.458

Total Acumulado 13.118 17.916 24.516 32.770 47.654 55.112

Final del año 2006: 55.112 m2 energía solar térmica

Tabla 17. Energía Solar Fotovoltaica (Potencia instalada anualmente, en kWp)

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Total Instalado 163,03 36,82 645,07 1.037,66 1.059,33 12.615,08

Total Acumulado 736,13 772,95 1.418,02 2.455,68 3.515,01 16.130,09

Final del año 2006: 3.700 kW energía solar fotovoltaica

La energía solar fotovoltaica conectada a red permite una cierta descentralización

de la producción eléctrica, acercándola a los puntos de consumo en un exponente

de la generación eléctrica distribuida. Este sector ha experimentado un

espectacular incremento en estos últimos tiempos pasando de los 3,5 MW

instalados a finales de 2005 a los más de 68 MW instalados en la actualidad.

5.3. CENTRAL FOTOVOLTÁICA TOLEDO PV (ESPAÑA) La central Toledo PV, perteneciente a ENDESA, UNION FENOSA Y RWE, es una

de las plantas fotovoltaicas más importantes de generación de electricidad a gran


95

escala. La central consta de tres campos diferentes: dos de ellos trabajan en

estructuras fijas, con potencia unitaria de 450 kW, que se trasforman desde el

nivel de 800 V a corriente continua a 800 V de alterna, para ser posteriormente

elevados a 15 kV, con lo cual se pueden despachar a la red. Existe un tercer

campo de 100 kW, con estructura de seguimiento solar y concentración, que

genera la electricidad a 400 V, aunque tras su inversión se convierte también, tras

trasformación, en corriente alterna de 15 kV6. El diagrama de su sistema es el

siguiente:

Figura 4. Diagrama sistema de la central Toledo PV

La central fotovoltaica consta de tres campos, dos de aproximadamente 450 kW,

formados por estructuras fijas, y otro de unos 100 kW con estructura de

seguimiento solar. Esto hace un total de unos 1000 kW distribuidos en unos 8000

módulos. Cada campo de inclinación fija, 30° sur, alimenta un inversor doble de 6

6 Anexo Técnico XI Energía Solar M.Piera, José M. Martínez-Val


96

pulsos conectado por red de 450 kVA. Los paneles fotovoltaicos utilizan dos tipos

de tecnología celular; células Saturno LGBC fabricadas por BP Solar España y

células MIS-1 procesadas a baja temperatura, fabricadas por ASE GmbH

(Nukem).

El sistema tiene un consumo de energía de 700 Wh al día, lo que equivale a

menos de un 0.2 % de la generación eléctrica del sistema.

Durante todo el tiempo que la instalación lleva en servicio se han llevado a cabo

actividades de mantenimiento y mejora que han hecho que alcanzara un máximo

de producción en el año 2000 con 1269 MWh generados.

El proyecto ha supuesto un hito en lo que se refiere a la tecnología fotovoltaica y a

la cooperación institucional europea en este ámbito. Tecnológicamente y

operativamente este proyecto ha sido un éxito; se ha demostrado la viabilidad de

las tecnologías empleadas y se ha alcanzado un elevado nivel de rendimiento y

disponibilidad.

5.4. PLANTA LÁCTEA COVAP (CÓRDOBA -ESPAÑA) La planta COVAP es una planta de tratamiento y envasado de productos lácteos

con capacidad de 180 millones de litros de leche y derivados lácteos. Esta

empresa es de propiedad de la Sociedad Cooperativa de Andaluza del Valle de los

Pedroches en la ciudad de Pozoblanco Córdoba. El consumo eléctrico de esta

planta es de 5´400.000 kWh/año y su consumo térmico es de 2000 Toneladas de

Vapor a 14 kg/cm2, y debido al aire acondicionado y cuartos fríos se gastan cerca

de 7000 MWhfrío.

El sistema de generación distribuida que se implantó en esta empresa es de tipo

cogeneración con suministro térmico y frigorífico (trigeneración), es decir, el calor

residual (o parte de él) se utiliza para la producción de frío mediante los conocidos

ciclos de absorción (y también de adsorción). Este sistema consta de lo siguiente:

‐ Turbina de gas de 3.800 kWe alimentada con gas natural.


97

‐ Generador de vapor de 20 t/h.

‐ Producción de frío: máquina de absorción de 1.500 kWfrío.

Los resultados que se obtuvieron por la implementación de este sistema son los

siguientes:

Técnicos

‐ Mejora de la calidad de la energía consumida por la planta.

‐ Garantía de suministro energético.

‐ Optimización del diseño de la planta.

Energéticos y económicos

‐ Ahorro del 11% de la energía primaria demandada (10.512 MWh).

‐ Ahorro en la factura energética.

Medioambientales

‐ Eliminación de 10.500 tCO2/año de emisión7.

7 Generación energética distribuida; Lope del Amo Martínez; Dpto. Transformación de la Energía, España.


98

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES

• Los sistemas distribuidos no regularán tensión, debido a que los inversores

no están diseñados para proteger el sistema contra sobre tensiones.

• La puesta a tierra es un elemento fundamental e indispensable en la

implementación de sistemas de generación distribuida, el cual no deberá

alterar la coordinación de protecciones, generar sobre tensiones, ni afectar

el funcionamiento de puestas a tierra de otros sistemas. Además, todas las

partes metálicas expuestas de un sistema distribuido deben estar

conectadas a tierra.

• El sistema de generación distribuida obligatoriamente debe estar en

sincronismo con la red de distribución, para que no se presenten

fluctuaciones de tensión en la red.

• Ningún recurso distribuido deberá causar fallas operacionales en la red de

distribución una vez que esté conectada.

• No se debe presentar energización de la red de distribución cuando ésta se

encuentre desenergizada por parte de los sistemas distribuidos.

• Las instalaciones que contengan recursos distribuidos deben ser capaces

de resistir sobre tensiones y sobre corrientes.


99

• Cuando se presente una falla en la red, el sistema distribuido debe

desenergizarse.

• Los sistemas de generación distribuida no deberán inyectar corrientes DC

mayores al 1% del valor de la corriente de salida nominal total del punto de

conexión.

• No se deben presentar distorsiones que afecten a los usuarios por parte de

los sistemas de generación distribuida.

• En el caso de presentarse una situación de isla involuntaria en la red el RD

deberá dejar desenergizar el circuito en un tiempo máximo de 2 segundos.

• Los sistemas de generación distribuida son una gran alternativa para suplir

energía sin provocar daños ambientales y mejorar la confiabilidad del

sistema eléctrico.

RECOMENDACIONES

Con el fin de realizar un aporte constructivo con base en nuestra investigación, a

continuación se citarán algunas normas propuestas según el análisis realizado a la

información adquirida a través del cuadro comparativo.

SOBRE GENERACIÓN DISTRIBUIDA

• Toda instalación de Generación Distribuida deberá cumplir con los

siguientes capítulos y secciones de la NTC 2050, según le aplique:


100

‐ Capitulo 2 – Alumbrado y protección de las instalaciones eléctricas.

‐ Capitulo 3 – Métodos y materiales de las instalaciones.

‐ Generadores – Sección 445.

‐ Sistemas de emergencia – Sección 700.

‐ Sistemas de reserva legalmente requeridos – Sección 701.

‐ Sistemas de reserva opcionales – Sección 702.

‐ Sistemas solares fotovoltaicos – Sección 690.

‐ Sistemas de generación de energía eléctrica interconectadas – Sección

705.

• Toda instalación de Generación Distribuida deberá contar con un diseño

que cumpla con los requisitos del artículo 8.1 del RETIE.

• Todo sistema de GD debe tener un sistema de puesta a tierra y para su

construcción se deben seguir las pautas establecidas en el artículo 15 del

RETIE.

• El sistema de monitoreo deberá arrojar como mínimo las siguientes

medidas:

‐ Tensión y corriente AC o DC del generador.

‐ Potencia consumida.

‐ Radiación solar en el plano de las celdas en el caso de sistemas

fotovoltáicos.

‐ Temperatura ambiente.

‐ Tensión y corriente a la entrada del inversor y a su salida en el caso de

sistemas fotovoltaicos.

‐ Potencia activa y reactiva.


101

‐ Frecuencia.

• La Instalación de Conexión dispondrá de una alimentación de consumos

propios desde el Sistema de Distribución, así como de un abastecimiento

de servicios auxiliares independiente del Sistema de distribución,

normalmente baterías. La capacidad deberá estar dimensionada para

operar durante 8 horas toda la Instalación de Conexión, con todos los

elementos secundarios, protecciones y auxiliares, cuando falte el apoyo

desde la red de media tensión.

• Los condensadores de compensación instalados junto al Recurso

Distribuido no podrán ser conectados a la red de media tensión del Sistema

de Distribución antes de sincronizar el generador, y deberán ser

desconectados simultáneamente con desconectar el generador.

• El factor de potencia de la instalación debe ser superior a 0.86, con el fin de

reducir los efectos negativos que pueden introducir los reactivos en el

sistema.

• Para sistemas distribuidos mayores a 250kVA se debe implementar

procedimientos de monitoreo.

• Para sistemas de celdas combustibles se debe cumplir lo siguiente8:

‐ La regulación de tensión debe estar en el orden del ± 2%.

‐ Una regulación de frecuencia del orden del ± 0,5 %.

8 Distributed generation: the power paradigm for the new millennium / edited by Anne-Marie Borbely and Jan F. Krieder; Capítulo 6.


102

‐ Suministro de potencia reactiva con factor de potencia de 0,8 a 1 en

atraso sin que afecte la salida de potencia activa.

‐ Supresor de armónicos y distorsiones de tensión.

• Todo sistema que utilice gas combustible con presiones por debajo de los

125 psi debe ser instalado y operado de acuerdo con la norma NFPA 54

(Código Americano de Gas combustible) de lo contrario se debe usar la

NFPA 37 y la tubería debe ser de acero u otro metal que permita la norma

NFPA 30.

• Las celdas combustibles deberán cumplir los requisitos de la norma

Americana NFPA 52 y NFPA 853, y la tubería para transportar hidrógeno

se debe regir bajo la norma americana ASME B31.3.

• Los sistemas que funcionen a base de combustibles como el etanol,

metanol, y diesel, deberán cumplir la norma americana NFPA 30 (Código de

líquidos combustibles e inflamables).

• Todos los sistemas de gases licuados de petróleo (en fase liquida o vapor)

deben ser instalados de acuerdo con la norma americana NFPA 58

• La distancia entre la unidad y edificaciones, sistemas de ventilación, o vías

de acceso deben ser de mínimo 1,5 metros, o menos si se demuestra que

no genera inseguridad a las personas ni obstaculiza el paso.9

• Todos los materiales y dispositivos utilizados en sistemas de energía eólica,

celdas combustibles, energía fotovoltaica, biogás, y demás fuentes

alternativas, deberán ser certificados para su uso y demostrarlo mediante

9 Distributed generation: the power paradigm for the new millennium / edited by Anne-Marie Borbely and Jan F. Krieder, Capítulo 12


103

certificado de producto o el aval de un laboratorio mediante norma

internacional y realizar la correspondiente equivalencia.

• En el caso que los armónicos generados por el sistema distribuido sean

considerables y sobrepasen los márgenes permitidos se deberá utilizar

transformadores conectados en estrella-triángulo hacia la red, o usar filtros

especiales para mitigar su efecto.

• Los tipos de instalaciones que contengan recursos distribuidos se

clasificarán según la IEEE 1547.3 numeral 5.3.

SOBRE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS COMO GD.

• El módulo fotovoltaico debe llevar en forma clara, visible e indeleble el

nombre, modelo o logotipo del fabricante.

• Se deben cumplir las normas internacionales para módulos de silicio

cristalino y módulos fotovoltaicos de capa delgada y demostrar mediante

certificado de producto.

• Las baterías utilizadas en sistemas fotovoltaicos deben estar rotuladas con

el nombre de fabricante, tensión y corriente nominal, polaridad en

terminales y capacidad nominal (kW). Además deben estar certificadas

para su uso y demostrarlo mediante certificado de producto.

• La tensión de desconexión del regulador deba escogerse de tal manera que

la interrupción de electricidad a las cargas se produzca cuando la batería o

banco de baterías haya alcanzado la profundidad máxima de descarga sin

superar en ningún caso el 80%. La tensión final de carga debe asegurar


104

que la batería o banco de baterías se haya cargado por encima del 90% de

su capacidad nominal.

• El regulador deberá estar rotulado con nombre de fabricante, tensión

nominal, corriente máxima, y polaridad entre terminales y conexiones.

Además debe cumplir normas internacionales o estar avalado por un

laboratorio reconocido y demostrarlo mediante certificado de producto.

• El inversor deberá estar rotulado con nombre de fabricante, tensión

nominal, corriente máxima, polaridad entre terminales y conexiones, tipo de

inversor. Además debe cumplir normas internacionales o estar avalado por

un laboratorio reconocido y demostrarlo mediante certificado de producto.

• Se deben instalar cajas de conexión y paso con grado de protección IP

adecuado, resistentes a la humedad, rayos ultravioleta, y otros fenómenos

atmosféricos debido a su exposición a la intemperie.

• Se deben asegurar una posición óptima de los captadores para evitar la

proyección de sombras en los siguientes casos:

‐ Entre el campo fotovoltaico y algún obstáculo próximo.

‐ Entre dos filas de módulos cuando estos tienen cierta inclinación con

respecto a la horizontal o la vertical.

• Si los módulos fotovoltaicos están dispuestos como estructuras sobre el

suelo deben estar ancladas sobre cimentaciones de concreto u hormigón

calculadas para evitar el vuelco de de la estructura. Así mismo, se debe

calcular las cargas mecánicas de la estructura para que soporte los

módulos en forma segura.


105

• Para módulos sobre cubiertas se prohíbe que los anclajes la sobrepasen,

esto con el fin de evitar la filtración de agua.

• Todas las partes metálicas, especialmente las de hierro, deben ser de tipo

galvanizado o estar protegidas por alguna película anticorrosiva.

• Se debe dejar un espacio mínimo de 3 cm entre módulos inclinados para

permitir el paso del aire y disminuir las cargas de viento sobre los módulos.

• Las estructuras de dos o más filas de la misma línea se montaran

perfectamente alineadas y la distancia entre ellas debe ser suficiente para

realizar el cableado y las conexiones eléctricas de los módulos y la

colocación de los elementos necesarios.

• La distancia entre el regulador y las baterías debe ser la menor posible para

evitar caídas de tensión en el circuito, las cuales no deben ser superiores a

100 mV.

• El regulador y el inversor deberán estar protegidos en cajas o armarios

provistos de la ventilación necesaria para la adecuada refrigeración de los

equipos, a menos que estén fabricados a prueba de intemperie.

• Para aerogeneradores utilizados como apoyo de sistemas fotovoltáicos se

deben cumplir los siguientes requisitos:

‐ Debe garantizarse mediante un cálculos que los cimientos en concreto u

hormigón que harán de base del aerogenerador soportaran su peso y

las cargas mecánicas que este pueda generar sobre la estructura.


106

‐ Se debe asegurar que la ubicación del aerogenerador cumpla con todas

las distancias mínimas que exige la norma.

‐ Cumplir con todos los requisitos técnicos que se le exigen y comprobarlo

con el sometimiento de una inspección por parte de un organismo

acreditado.


107

7. BIBLIOGRAFÍA

[1] IEEE Std 1547 “Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric

Power Systems”, 2003.

[3] IEEE Std 1547.1TM, “IEEE Standard for Conformance Test Procedures for Equipment

Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems.”, 2005.

[4] IEEE Std 1547.3, “IEEE Guide for Monitoring, Information Exchange, and Control of

Distributed Resources Interconnected with Electric Power Systems.”, 2007.

[5] IEEE Std 929-2000, IEEE Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV)

Systems.

[6] REAL DECRETO 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones

fotovoltaicas a la red de baja tensión.

[7] “Norma Técnica sobre Conexión y Operación de Pequeños Medios de Generación

Distribuidos en Instalaciones de Media Tensión.” Ministerio de economía, fomento y

reconstrucción, Santiago, 22 de mayo de 2007.

[8]“Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas.” Ministerio de Minas y Energía, Resolución

180466 de 2 de Abril de 2007.

[9] “Código Eléctrico Colombiano.” NTC 2050. Instituto Colombiano de Normas Técnicas

(ICONTEC), 2ª Edición.

[10] IEC 61727, “Sistemas fotovoltáicos–Características de la interconexión en el punto común

de conexión (PCC)”,

[11] ¨La Generación Eléctrica en el siglo XX1¨; Instituto de la Ingeniería en España; Edita

Asociación Nacional de Ingenieros de I.C.A.I.; Madrid; España.

[12] www.middelgrunden.dk

[13] ¨Middelgrunden Offshore- The project¨; boletín informativo para clientes y comerciantes

asociados al parque Middelgrunden; Julio 01/2001.

[14] www.energiadiario.com

[15] Anexo Técnico XI Energía Solar M.Piera, José M. Martínez-Val

[16] Generación energética distribuida; Lope del Amo Martínez; Dpto. Transformación de la

Energía, España.

[17] Distributed generation: the power paradigm for the new millennium / edited by Anne-Marie

Borbely and Jan F. Krieder; Capítulo 6.

[18] Distributed generation: the power paradigm for the new millennium / edited by Anne-Marie

Borbely and Jan F. Krieder, Capítulo 12


108

ANEXOS

ANEXO A. ARTÍCULO 15.2 REQUISITOS GENERALES DE LAS PUESTAS A TIERRA (RETIE).

Las puestas a tierra deben cumplir los siguientes requisitos:

a. Los elementos metálicos que no forman parte de las instalaciones

eléctricas, no podrán ser incluidos como parte de los conductores de puesta

a tierra. Este requisito no excluye el hecho de que se deben conectar a

tierra, en algunos casos.

b. Los elementos metálicos principales que actúan como refuerzo estructural

de una edificación deben tener una conexión eléctrica permanente con el

sistema de puesta a tierra general.

c. Las conexiones que van bajo el nivel del suelo en puestas a tierra, deben

ser realizadas mediante soldadura exotérmica o conector certificado para

enterramiento directo y demás condiciones de uso conforme a la guía

norma IEEE 837 o la norma NTC 2206.

d. Para verificar que las características del electrodo de puesta a tierra y su

unión con la red equipotencial cumplan con el presente Reglamento, se

deben dejar puntos de conexión y medición accesibles e inspeccionables al

momento de la medición. Cuando para este efecto se construyan cajas de

inspección, sus dimensiones deben ser mínimo de 30 cm x 30 cm, o de 30

cm de diámetro si es circular y su tapa debe ser removible.

e. No se permite el uso de aluminio en los electrodos de las puestas a tierra.

f. En sistemas trifásicos de instalaciones de uso final con cargas no lineales,

el conductor de neutro debe ser dimensionado con por lo menos el 173%

de la capacidad de corriente de las cargas no lineales de diseño de las

fases, para evitar sobrecargarlo.


109

g. Cuando por requerimientos de un edificio existan varias puestas a tierra,

todas ellas deben estar interconectadas eléctricamente, según criterio

adoptado de IEC-61000-5-2, tal como aparece en la Figura 10.

ANEXO B. VALORES DE CAMPO ELECTROMAGNÉTICO

Tabla 18. Valores límites de exposición a campos electromagnéticos.

TIPO DE EXPOSICIÓN INTENSIDAD DE CAMPO ELÉCTRICO

(kV/m)

DENSIDAD DE FLUJO MAGNÉTICO (µT)

Exposición ocupacional en

un día de trabajo de 8

horas.

10 500

Exposición del público

general hasta 8 horas

continuas

5 100

ANEXO C. NORMA ANSI C84.1-1995

La norma define dos rangos de voltaje:

Rango A: Las utilidades deben diseñar los sistemas eléctricos para

proporcionar voltajes de servicio dentro de estos límites. Las excursiones

de voltaje fuera de de estos límites debe "ser poco frecuente."

Rango B: Éstos son los límites más amplios, pero la norma estipula que

deben limitarse excursiones fuera de ellos en la magnitud, frecuencia, y

duración." Y cuando las tales excursiones ocurren, se emprenderán las


110

medidas "correctivas dentro de un tiempo razonable para mejorar los

voltajes para encontrar los requisitos del Rango A."

Rango A define voltajes en estado estable; Rango B define voltajes de

emergencia.

La tabla 18 de la ANSI C84.1-1995 da un resumen Los límites de voltaje del

Rango A y Rango B para los sistemas de baja tensión. La norma también

proporciona datos similares para los sistemas de media tensión (2.4kV-34.5 kV).

El requisito para recordar para un circuito normal de voltaje nominal de 115 es que

el voltaje al metro debe quedar entre 114-126v para el Rango A & 110-127v para

el Rango B



111

ANEXO D. NORMA IEEE Std 519-1992.

Figura 5. Fluctuaciones de tensión máximas permisibles.

ANEXO E. CUADRO COMPARATIVO PRUEBAS

RESPUESTA A TENSIONES Y FRECUENCIAS ANORMALES

NO APLICA IEEE 1547 IEEE 1547.1 IEEE 929 - IEEE 1547.3 Y - NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑOLAS

Demostrará que el RD

dejará de energizar el

área EPS cuando la

tensión o frecuencia

exceda los límites

—Para un EUT

que debe

probarse bajo

carga, estas

pruebas pueden

Un sistema FV debe

sensar las

condiciones de la

instalación y

desconectarla cuando


112

- NORMA CHILE

especificados. Los

sistemas

interconectados

proveídos con puntos

ajustables de campo

deberán ser probados

a los rangos ajustables

mínimos, medios y

máximos.

realizarse a un

nivel de corriente

de salida

conveniente al

laboratorio de la

prueba.

La prueba bajo

carga será a las

dos

—Su corriente de

operación mínima

y

—A los dos factor

de potencia de

unidad (p.f.) y el

p.f mínimo de DR.

(Adelanto y

atraso) como es

especificado por

el fabricante tan

cerca como sea

posible al 100%

de la corriente de

salida nominal

plena.

—Se realizarán

pruebas para el

sobre voltaje y

para el bajo

la tensión o la

frecuencia sensadas

están por fuera de los

valores dados en el

4.1 y 4.3 cuando el

potencial para un

recurso distribuido en

una isla exista, o

cuando exceda la

inyección de corriente.

El inversor debe

sensar tensiones

anormales y

responder. Las

condiciones de la

tabla 2 deben

cumplirse, con valores

de tensiones eficaces

(rms) en el PCC.


113

voltaje.

—Se realizarán

pruebas para la

sobre frecuencia y

para la baja

frecuencia.

NORMA CHILENA

Se deben realizar pruebas para respuesta a tensión y frecuencia

anormales

TENSIÓN

NO APLICA IEEE 1547.1 - IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE -N. CHILE -N.ESPAÑA

—El voltaje del estado estable de la fuente de área simulada EPS

no variará más que ± 1% del voltaje nominal

—Para la magnitud de voltaje de desconexión de la prueba, la

resolución de cambio de voltaje de la fuente de utilidad simulada

debe estar dentro de 0.5a del voltaje nominal, dónde a es la

exactitud declarada del fabricante.

FRECUENCIA

NO APLICA IEEE 1547.1 - IEEE 1547, 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE - N. ESPAÑA - N. CHILE

—Para la magnitud de frecuencia de desconexión de la

prueba, la resolución de cambio de frecuencia de la fuente

de utilidad simulada estará dentro de 0.5a de la frecuencia

nominal, dónde a es la exactitud declarada del fabricante.


114

SINCRONIZACIÓN

NO APLICA

IEEE 1547 IEEE 1547.1 NORMA CHILE

- IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑA

INTERCONEXIÓN

SINCRONA A UN EPS, O

UN EPS LOCAL

ENERGIZADO A UN AREA

EPS ENERGIZADA:

Demostrará que en el

momento del cierre del

dispositivo en paralelo se

cumplen los parámetros de

la Tabla 5 y también que si

alguno de estos esta fuera

de los rangos el dispositivo

no se cerrará.

INTERCONEXIÓN DE

INDUCCION:

Determinará la corriente

máxima de arranque

provocada por la unidad.

Con los resultados de la

prueba y la impedancia del

área se usarán para la

localización propuesta, para

estimar la tensión de

arranque y verificar que la

unidad no exceda los

requerimientos de

—Método 1 verifica

que una función de

control de

sincronización

causará a el

dispositivo

paralelamente a

cerrarse sólo cuando

los parámetros de la

sincronización

importantes estén

dentro de los límites

aceptables.

—Método 2 determina

la magnitud de la

corriente de inicio de

sincronización.

El Propósito de las

pruebas es demostrar

que el EUT quiere

estar con precisión y

fiablemente

sincronizado al área

EPS según los

requisitos de IEEE

Se deben

realizar pruebas

para verificar la

sincronización.


115

sincronización y de

distorsión.

Std 1547

PROTECCIÓN DE LA COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA

NO APLICA

IEEE 1547 IEEE 1547.1

- IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑA -NORMA CHILE

Realizar la

prueba según la

IEEE Std

C37.90.2 -1995.

El Propósito de estas pruebas es determinar la

protección del EUT de la EMI y confirmar que los

resultados son conformes a la IEEE Std 1547. Se

probarán los equipos de la interconexión del EUT

de acuerdo con el IEEE Std C37.90.2.

RENDIMIENTO DE LA RESISTENCIA DE SOBRECARGA

NO APLICA

IEEE 1547.1 NORMA CHILE

- IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE - NORMAS ESPAÑA

El Propósito de esta prueba es verificar el nivel de la

protección de la resistencia de sobrecarga especificado

por el fabricante del EUT. El EUT se probará para

verificar el nivel de la protección de resistencia de

sobrecarga como es especificado por el fabricante y de

acuerdo con el IEEE Std C62.41.2 y/o el IEEE Std

C37.90.1.

Prueba

integral de

conexión


116

DISPOSITIVO EN PARALELO

NO APLICA

IEEE 1547 IEEE 1547.1

- IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑA -NORMA CHILE

Se realizará una

prueba dieléctrica

a través del

dispositivo en

paralelo al vacio.

La siguiente prueba es para EUT que opera a

1000 V o menos. Esta prueba determina si el

dispositivo en paralelo del EUT, mientras a la

temperatura de funcionamiento normal, puede

resistir la aplicación de un potencial AC rms a un

potencial de prueba de 1000 V más 220% el

voltaje rms AC nominal para 1 min sin la avería el

voltaje rms AC nominal.

ISLA INVOLUNTARIA

NO APLICA IEEE 1547 NORMA CHILE - IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑA

Verificación de campo o una prueba se

realizarán para confirmar que se cumplan

los lineamientos estipulados sin importar

el método seleccionado o el aislamiento

identificado.

Prueba de

formación fortuita

de isla

LIMITACIONES DE LA INYYECCIÓN DC

NO APLICA

IEEE 1547 IEEE 1547.1 NORMA CHILE

- IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE -

- El RD será operado en paralelo

con una fuente de tensión

predominantemente inductiva

con una capacidad de corriente

de cortocircuito no menor que 20

El Propósito de esta

prueba es verificar que

un inversor que se

conecta al EPS

obedece con el límite

Prueba de

limitación

de la

inyección

DC.


117

NORMAS ESPAÑA

veces la capacidad nominal de

corriente del RD a la frecuencia

fundamental.

- La tensión y la frecuencia de la

fuente de voltaje deberán

corresponder a las nominales del

RD.

de inyección DC.

Esta prueba se dirige

en inversores que

conectan al EPS sin el

uso de

transformadores de

aislamiento de salida

DC.

ARMÓNICOS

NO APLICA

IEEE 1547 IEEE 1547.1

- IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE - NORMAS ESPAÑA -NORMA CHILE

-La forma de onda de

descarga de tensión producida

por el área o por las fuentes

de tensión usadas en

simulación deberán tener una

distorsión armónica total

menor a 2.5%

- La corriente de carga de

prueba será del 33%, 66% y al

nivel de cierre del 100% de la

corriente de salida nominal.

- La distorsión individual y total

de armónicos de la corriente

de salida será medida para los

primeros 40 armónicos.

- Los armónicos de tensión no

excederán los niveles de la

—Los armónicos de voltaje de la

fuente de área simulada del EPS

serán menores de 2.5% del total de la

distorsión armónica (THD).

—Los armónicos de voltaje

individuales de la utilidad simulada

serán menores de 50% de los límites

en la Tabla 3 de IEEE Std 1547.

—El Propósito de esta prueba es

medir los armónicos de corriente

individual y la distorsión total de

corriente nominal (TRD) del

componente de interconexión de DR

o el sistema bajo las condiciones de

operación normales.


118

tabla 6 y deberán ser medidos

línea a línea para sistemas

trifásicos trifilares y línea-

neutro para trifásicos

tetrafilares.

INSPECCIÓN

NO APLICA

IEEE 1547 NORMA CHILE

- IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE - NORMAS ESPAÑA

- Inspección visual para

asegurar los

requerimientos de la PT y

para confirmar la

presencia de aislamiento

del dispositivo.

- Debe realizarse en un

RD instalado y en el

equipo del sistema de

interconexión antes de la

operación inicial en

paralelo del RD.

El Operador del PMGD deberá mantener

siempre en buenas condiciones técnicas

todas las instalaciones requeridas para la

operación coordinada con la Empresa

Distribuidora o con la Empresa con

Instalaciones de Distribución, en su caso.

Para ello, se deberá probar, en intervalos

regulares de un año, el correcto

funcionamiento de interruptores y

protecciones.

FUNCIONABILIDAD DEL CORTE DE ENERGÍA

NO APLICA IEEE 1547 - IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE - NORMAS ESPAÑA

Se revisa al operar la interrupción de una carga en un

equipo verificando que el equipo corte el servicio en sus

terminales de salida y no se reconecte/restaure por el


119

-NORMA CHILE tiempo requerido de retardo.

FUNCIONABILIDAD DE LA ISLA INVOLUNTARIA

NO APLICA

IEEE 1547 IEEE 1547.1

- IEEE 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE - NORMAS ESPAÑA -NORMA CHILE

- La funcionalidad de potencia

inversa o mínima potencia

será probada usando técnicas

de inyección o ajustando la

salida del RD y cargas locales

para verificar que estos

parámetros se cumplan.

- Si el sistema de

interconexión no cumple con

la característica anterior

deberá ser analizado de

acuerdo con los

procedimientos dados por el

fabricante o el operador del

sistema.

La IEEE Std 1547 exige a las

unidades de DR dejar de dar energía

al área EPS durante las condiciones

de islas involuntarias. Una de las

maneras en que este requisito puede

encontrarse es con protección de

potencia inversa. La instalación del

DR puede contener protección de flujo

de potencia inversa o de importación

mínima, notadas entre el punto de

conexión de DR y el PCC, que

desconectarán o aislarán el DR si el

flujo de potencia del área EPS al EPS

local invierte o se cae debajo de un

umbral fijo.

Se realizarán pruebas de magnitud y

del tiempo de retraso de la protección

de potencia inversa.

PRUEBAS PERIÓDICAS DE INTERCONEXIÓN

NO APLICA IEEE 1547 IEEE 1547.1 NORMA CHILE - IEEE 1547.3 Y 929

Protecciones y

baterías

La prueba de puesta en

servicio se dirigirá después de

a) Prueba de

potencia


120

- NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑA

deberán ser

analizadas

periódicamente

según la

autoridad

competente.

que la ICS se instala y está

listo para el funcionamiento.

La prueba de puesta en

servicio se realizará para

verificar que el ICS

completado e instalado reúne

los requisitos de IEEE Std

1547.

inversa o de

potencia

mínima

b) Prueba de

funcionamiento

de la

formación y no

formación de

isla

c) Prueba de

funcionamiento

de la

separación del

SD

d) Prueba de la

instalación

compensadora

de reactivos.

e) Prueba de

funcionamiento

de operación

programada en

isla.


121

DISTORSIÓN

NO APLICA IEEE 1547.1 - IEEE 1547, 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑA -NORMA CHILE

Dado el sitio de dependencia de distorsión, no hay ningún tipo

de prueba disponible para determinar si un DR dado encontrará

los requisitos de distorsión. Se piensa que el procedimiento de

prueba de sincronización proporcionado en 5.4.3 caracteriza el

máximo flujo de corriente o del DR bajo una condición de no

falla. Pueden usarse los resultados de esa prueba, junto con la

información de impedancia de línea local, para determinar si un

DR podría presentar una molestia de distorsión. Acciones

atenuantes deben tomarse si las medidas muestran que la

fluctuaciones de voltaje DR-inducidas excede aquéllos

permitidos en IEEE Std 1547.

POTENCIA

NO APLICA IEEE 1547.1 - IEEE 1547, 1547.3 Y 929 - NTC Y RETIE -NORMAS ESPAÑA -NORMA CHILE

Procedimientos de prueba requieren que el EUT sea operado a

diferentes niveles de potencia discreta (por ejemplo, 33%, 66%, y

100% de potencia nominal).

SISTEMAS DE MEDIDA

NO APLICA

IEEE 1547.1 REAL DECRETO NORMA CHILE

- IEEE 1547.3 Y

Cada medida

tendrá una

Cuando existan

consumos eléctricos en

Los medidores

destinados a facturación,


122

929 - NTC Y RETIE

incertidumbre de

no más de 0.5

veces la exactitud

del EUT. Los

equipos de

medida serán

capaces de

confirmar la

actuación

declarada del

fabricante.

el mismo

emplazamiento que la

instalación fotovoltaica,

éstos se situarán en

circuitos independientes

de los circuitos

eléctricos de dicha

instalación fotovoltaica y

de sus equipos de

medida. La medida de

tales consumos se

realizará con equipos

propios e

independientes, que

servirán de base para

su facturación.

El contador de salida

tendrá capacidad de

medir en ambos

sentidos, y, en su

defecto, se conectará

entre el contador de

salida y el interruptor

general un contador de

entrada. La energía

eléctrica que el titular de

la instalación facturará a

la empresa distribuidora

y los aparatos de control

correspondientes,

deberán quedar ubicados

en el punto de conexión.

Para el caso de

autoproductores, se

deberán realizar

mediciones tanto de las

inyecciones como de los

consumos del

autoproductor.


123

será la diferencia entre

la energía eléctrica de

salida menos la de

entrada a la instalación

fotovoltaica. En el caso

de instalación de dos

contadores no será

necesario contrato de

suministro para la

instalación fotovoltaica.

Las características del

equipo de medida de

salida serán tales que la

intensidad

correspondiente a la

potencia nominal de la

instalación fotovoltaica

se encuentre entre el 50

por 100 de la intensidad

nominal y la intensidad

máxima de precisión de

dicho equipo

REGLAMENTO ELECTROTÉCNICO

Cuando se prevea la entrega de energía de la instalación generadora a

la red de distribución pública, se dispondrá, al final de la instalación de

enlace, un equipo de medida que registre la energía suministrada por el

autogenerador. Este equipo de medida podrá tener elementos comunes

con el equipo que registre la energía aportada por la red de distribución


124

ANEXO F. GLOSARIO Y SIGLAS

ANTI – ISLA Prácticamente para prevenir la continua existencia de una isla.

ÁREA EPS Un EPS que da servicio local a EPS´s.

Figura 6. Relación entre los términos de interconexión.

pública, siempre que los registros de la energía en ambos sentidos se

contabilicen de forma independiente.

En las instalaciones generadoras con generadores asíncronos se

dispondrá siempre un contador que registre la energía reactiva

absorbida por éste.


125

DISEÑO DEL TEST Test de uno o más aparatos hechos con un cierto diseño para mostrar que el

diseño cumple ciertas especificaciones.

DISTORSIÓN TOTAL DE DEMANDA (TDD) La distorsión total de armónicos de corriente en porcentaje de la máxima corriente

de demanda.

EPS LOCAL Un EPS contenido enteramente entre un solo lugar o un grupo de lugares.

GENERACIÓN DISTRIBUIDA Generación eléctrica con facilidad de conectarse a un área EPS a través de un

PCC.

INTERCONEXIÓN El resultado del proceso de adicionar una unidad de recursos distribuidos en un

área EPS.

Figura 7. Esquema de la interconexión


126

INVERSOR Equipo que convierte corriente directa (c.d.) a corriente alterna (c.a.). Cualquier

conversor estático de potencia (SPC) con control, protección, y funciones de

filtrado usado para interconectar una fuente de potencia eléctrica con el sistema

eléctrico.

INVERSOR ANTI-ISLA Es un inversor que dejará de energizar la línea eléctrica en 10 ciclos o menos

cuando esta sujeto a islas típicas de carga si lo siguiente se cumple:

Hay por lo menos un 50% de desajuste en carga de potencia activa a la salida del

inversor (esto es, la carga de potencia activa es menor al 50% o mayor del 150%

de la potencia de salida del inversor).

El factor de potencia del inversor es menor a 0.95 (atraso o adelanto).

Si el ajuste de generación de potencia activa a la carga esta entre el 50% y el

factor de potencia es mayor a 0.95, un inversor anti-isla desconectará la línea de

conexión en 2 segundos siempre que la línea conectada tenga un factor de calidad

de 2.5 o menos.

ISLA Una condición en la cual una porción de un área eléctrica de un sistema de

potencia esta energizada solamente por una o mas sistemas locales de potencia a

través de PCC asociados mientras esa porción del área eléctrica del sistema de

potencia esta eléctricamente separada del resto del área eléctrica del sistema de

potencia.

ISLA INTENCIONAL Isla planeada.


127

ISLA INVOLUNTARIA Isla no planeada.

MONITOREO Es una función operacional usada para una observación local o remota del estado

o cambios de estado.

OPERADOR DE ÁREA DEL SISTEMA DE POTENCIA ELÉCTRICA (OPERADOR DE ÁREA EPS) La entidad responsable para diseñar, construir, operar y hacer mantenimiento del

área EPS.

PARPADEO Variaciones de tensión que a través de la cadena "fuente de luz – ojo – cerebro",

originan la impresión subjetiva de variaciones en la luminosidad.

PEQUEÑOS MEDIOS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDOS (PMGD) Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a

9.000 kilowatts, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de

distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de

energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público, de acuerdo al

concepto previsto en el Reglamento.

PROFUNDIDAD DE DESCARGA Cociente entre la carga extraída de una batería y su capacidad nominal. Se

expresa en porcentaje.

PUNTO COMÚN DE CONEXIÓN (PCC) El punto donde un EPS local es conectado a un área EPS.


128

PUNTO DE CONEXIÓN DE RECURSOS DISTRIBUIDOS El punto donde una unidad RD es eléctricamente conectada en un EPS.

PUNTO DE REPERCUSIÓN Punto del SD, más cercano a un PMGD, en que están conectados otros clientes o

en que existe la posibilidad real y pronta de que se conecten otros clientes. Es el

punto de referencia para juzgar las repercusiones sobre el SD del PMGD. La

distancia desde el PMGD al punto de repercusión se medirá a través de las líneas

eléctricas.

RECONECTADOR Dispositivo de interrupción de corrientes de carga y cortocircuito, con posibilidad

de recierre automático ajustable, monitoreo y operación vía telecomando.

RECURSOS DISTRIBUIDOS Fuentes de potencia eléctrica que no están directamente conectadas a un sistema

de transmisión voluminoso. Los recursos distribuidos incluyen ambas tecnologías:

generación y almacenamiento de energía.

Comprende todas aquellas soluciones de aplicación para referirse a la captura de

información de un proceso o planta industrial (aunque no es absolutamente

necesario que pertenezca a este ámbito), para que, con esta información, sea

posible realizar una serie de análisis o estudios con los que se pueden obtener

valiosos indicadores que permitan una retroalimentación sobre un operador o

sobre el propio proceso.

REGULADOR Dispositivo encargado de proteger a la batería frente a sobrecargas y sobre-

descargas, el regulador podrá proporcionar datos del estado de carga.


129

RELACIÓN CORTOCIRCUITO Es el cociente entre la potencia aparente de cortocircuito de la red en el punto de

repercusión (SkV) y la potencia aparente máxima de un PMGD (SPMGDmáx),

empleada para una verificación aproximada de la factibilidad de incurrir en obras

adicionales para permitir la conexión de un PMGD, que se expresa en la siguiente

fórmula:

SCADA Es una aplicación software especialmente diseñada para funcionar sobre

ordenadores en el control de producción, proporcionando comunicación con los

dispositivos de campo (controladores autónomos...) y controlando el proceso de

forma automática desde la pantalla del ordenador. También provee de toda la

información que se genera en el proceso productivo a diversos usuarios, tanto del

mismo nivel como de otros supervisores dentro de la empresa (supervisión, control

calidad, control de producción, almacenamiento de datos...).

TENSIÓN DE SUMINISTRO (Vc) Es el valor efectivo de la tensión en el punto de conexión, medido en un instante

determinado y por un período de tiempo determinado, y a la cual se aplican las

tolerancias establecidas en la normativa vigente.

TENSIÓN NOMINAL (Vn) Es la tensión entre fases mediante la cual se denomina o identifica una red, una

subestación o un PMGD.


130

SIGLAS

Área EPS: Área eléctrica del sistema de potencia.

EMI: Interferencia electromagnética.

EPS: Sistema eléctrico de potencia.

EPS Local: Sistema eléctrico de potencia local.

FV: Fotovoltaico.

GD: Generación distribuida.

I: Corriente.

IL: Corriente de la carga.

ISC: Corriente de corto circuito.

NT: Norma técnica.

PCC: Punto común de conexión.

PMGD: Pequeño(s) Medio(s) de Generación Distribuido(s).

RD: Recursos distribuidos.

SD: Sistema de Distribución

SELV DC: Salida eléctrica segura de DC en baja tensión.

TDD: Distorsión total de demanda.

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